Главная страница » На какое давление должна быть опрессована скважина после установки противовыбросового оборудования

На какое давление должна быть опрессована скважина после установки противовыбросового оборудования

  • автор:

На какое давление должна быть опрессована скважина после установки противовыбросового оборудования?

А) На максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны (п.1007 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101)

Б) На давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

В) На максимально ожидаемое давление, но не ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Г) На минимально ожидаемое давление, но не ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Что должно быть установлено перед зарезкой бокового ствола в обсадной колонне?

А) Цементный мост (п.1046 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101).

В) Дополнительный (запасной) кабель.

Разрешается ли производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором) без превенторной установки?

А) Не разрешается.

Б) Разрешается при условии соблюдения всех правил безопасности.

В) Разрешается при условии согласования с заказчиком проекта.

Г) Может не устанавливаться (п.1008 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101).

Каким запасом жидкости должна быть обеспечена скважина для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений?

А) Непосредственно на скважине в блоке долива не менее 4,5 м и не менее двух объемов скважины, находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления раствора (абз.2 п.1039 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101).

Б) Не менее 1,5 объемов скважины, находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления раствора.

В) Непосредственно на скважине в блоке долива не менее 1,5 м .

Г) Непосредственно на скважине в блоке долива не менее 2,5 м .

Разрешается ли чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сернистого водорода?

Б) Разрешается по согласованию с органами Ростехнадзора.

В) Допустимо по письменному разрешению руководителя организации.

Г) Запрещается (п.1043 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101).

Дата добавления: 2020-04-25 ; просмотров: 137 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Монтаж противовыбросового оборудования

Для вскрытия нефтяных, газовых, газоконденсатных и водоносных горизонтов устье скважин оборудуется превенторами. ПВО монтируется под полом буровой. Оборудование устанавливается на фланце корпуса колонной головки через уплотнительное металлическое кольцо и закрепляется шпильками и гайками. В комплект ПВО входят плашечный (один или два) и универсальный превенторы, установка гидравлического управления превенторами и задвижками манифольда, пневмогидроаккумулятор, распределители, вспомогательный пульт, манифольд, ручной привод, разъёмный желоб. Комплект оборудования, схему установки, обвязку ПВО, блоков глушения и дросселирования для конкретных условий разбуривания площади месторождения определяется проектной организацией, исходя их геологических и технологических условий, и работниками бурового предприятия и согласовывается с местным органом Ростехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

На рис.6.64 изображена принципиальная схема ПВО.

Рис. 6.64. Принципиальная схема ПВО:

1 – привод ручной; 2 – пульт вспомогательный; 3 – установка превенторов;

4 – манифольд; 5 – пульт управления основной

Плашечный превентор (рис.6.65) предназначен для перекрытия устья скважины плашками под соответствующий диаметр бурильной трубы или перекрытия устья при отсутствии труб («глухими» плашками).

Рис. 6.65. Плашечный превентор:

1, 8 – крышки откидные с гидроцилиндрами; 2 – корпус; 3 – коллектор распределительный; 4 – табличка; 5 – вкладыш съёмный; 6 – сменное резиновое уплотнение плашки; 7 – уплотнение крышки; 89 – канал; 10 – маслопроводы

Универсальный превентор (рис.6.66) способен обеспечить герметизацию устья скважины вокруг любой части бурильной труб (в том числе и замкового соединения), а также устья скважины при отсутствии в ней труб. Он устанавливается над плашечными превенторами, соединяется с верхним превентором шпильками и дополнительно крепится оттяжками за специальные серьги (ушки) на корпусе.

Рис. 6.66. Универсальный

А – полость для закрытия

превентора; В – полость для

1 – уплотнитель; 2 – крышка;

3 – корпус; 4 – плунжер конический

Основной пульт предназначен для управления превенторами с безопасного места вне буровой. Все узлы смонтированы на общей раме и представляют компактный габаритный транспортный блок. Электропитание гидравлического управления выполняется кабелем от сети переменного тока напряжением 380 В. Рядом с пультом управления располагается ручной привод со штурвалами, выполненный в виде передвижной металлической будки или металлического щита с навесом на раме.

Пневмогидроаккумулятор служит для накапливания гидравлической энергии за счёт сжатия газа с целью сокращения времени на операции закрывания – открывания плашек превенторов и задвижек манифольда и обеспечения работы установки при отключении электроэнергии на буровой. Рабочее давление аккумулятора 10 МПа, масса 690 кг.

Распределители служат для оперативного управления превенторами и задвижками.

Вспомогательный пульт предназначен для управления комплексом противовыбросового оборудования непосредственно с рабочего места бурильщика. Он навешивается на специальном кронштейне, закрепленном на стенке оградительного щита буровой вышки вблизи рабочего места бурильщика. Пульт состоит из корпуса, двух распределителей, регулирующего клапана, фильтра, манометра, блокировочного цилиндра, и трубопроводов. С пульта производится закрывание двух плашечных превенторов, открывание рабочей задвижки манифольда, закрывание и открывание универсального превентора.

Манифольд имеет две линии – рабочую и аварийную. Аварийная линия используется при бурении разведочных скважин и в аварийных ситуациях. Рабочая линия применяется для всех операций воздействия на скважину и состоит из отводов в желобную систему через штуцеры в шламовый амбар и отводов к буровому насосу и цементировочному агрегату. Выкидные линии выполняются не менее 30 м длиной, а для газовых скважин – не менее 100 м. Манифольд укладывается строго горизонтально и крепится к основанию и установленным стойкам (рис.6.67). Стойки заглубляются в землю в бетонном фундаменте. Расстояние между стойками 6 м. Все узлы обвязки соединяются стандартными трубными резьбами.

2 – стойка; 3 – хомут;

4 – косынка; 5 — планка

Ручной привод используется для закрывания плашечных превенторов в случае отсутствия электроэнергии при разря-женном аккумуляторе, а также фиксации закрытого положения плашек.

Разъёмный желоб состоит из двух стоек, соединённых болтами. Уплотняется разъём стоек прокладками. Боковой отвод разъёмного желоба соединяется с жёлобом циркуляционной системы посредством наклонной трубы, уплотняемой кольцами.

Перед монтажом превенторы опрессовываются в ремонтных цехах на пробное давление.

Монтаж и обвязка ПВО производится после спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны и подвески их на колонной головке после цементирования затрубного пространства колонн. На верхнем конце спущенной обсадной колонны устанавливается колонный фланец, а в месте соединения фланца и ПВО кольцо, предохраняющее обсадную колонну от износа во время производства СПО. После сборки стволовой части ПВО на верхнем торце превентора при необходимости устанавливается надпревенторная катушка, над которой монтируется разъёмный жёлоб. Схема монтажа ПВО с двумя плашечными и универсальным превенторами и двумя выкидными трубопроводами, выведенными в разные стороны, показана на рис. 6.68.

Рис. 6.68. Схема монтажа ПВО:

1 – штуцер регулируемый; 2 – угольник; 3 – камера отбойная; 4 – воронка разъёмная; 5 – воронка надпревенторная; 6 — универсальный превентор; 7 – плашечный превентор; 8 – рабочая линия; 9 – стойка; 10 – отсекатель; 11 – колонная головка;

12 – крестовина; 13 – линия аварийная; 14 – маслопроводы; 15 – установка

Универсальный превентор устанавливается над плашечными превенторами, соединяется с ними шпильками и дополнительно крепится оттяжками за специальные серьги на корпусе превентора.

После монтажа превенторов собираются нагнетательные линии (викидные трубопроводы). На каждой линии ставятся по две задвижки высокого давления: аварийная у крестовины и рабочая на расстоянии не менее 15 м от основания вышки. Между крестовиной и аварийными задвижками монтируются отсекатели, а около рабочих задвижек – манометры с трёхходовыми краном и вентилем.

На рабочем выкидном трубопроводе после отвода в жёлоб и отводов для соединения с нагнетательной линией буровых насосов и присоединения насосных агрегатов устанавливается третья задвижка.

Для зимней эксплуатации ПВО монтируется паропровод для каждого превентора. Паропровод прокладывается с наклоном не менее 2о в сторону тройников с заглушками для слива конденсата из превентора. Опрессовку паропроводов производят давлением 1 МПа, после чего их утепляют. Количество подаваемого пара должно быть таким, чтобы температура наружной стенки труб была не более 35оС.

При сооружении шахты на устье размер её в плане должен быть не менее 2,2х2,8 и глубина не более 1, 8 м. Плоскость фланца для установки крестовины превентора должна быть на высоте не менее 0,5 м от верха шахты.

После окончательного монтажа производится регулировка и пуск в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации ПВО. ПВО опрессовывается на давление, соответствующее прочностной характеристике обсадной колонны, но не выше давления, указанного в паспорте превентора. На сборку и опрессовку составляется паспорт и акт на опрессовку и монтаж. В паспорте указывается тип, диаметр проходного отверстия превентора, давление опрессовки, проведённое в ремонтной мастерской, внутренний диаметр отводов, крестовины и выкидных трубопроводов, внутренний диаметр обсадной колонны, на которой установлен колонный фланец, давление опрессовки на устье скважины, диаметр задвижек, размеры плашек превенторов. Документы хранятся в отделе главного механика бурового предприятия.

Следует помнить, что при бурении скважин в условиях высокого содержания токсичных газов (сероводорода H2S и углекислого газа СО2) ПВО подвергается коррозионному воздействию. Поэтому ПВО должно применяться в коррозионно-стойком исполнении или должна проводиться защита рабочих поверхностей от вредного воздействия токсичных газов путём применения ингибиторов коррозии, образующих защитное покрытие на оборудовании. Комплект оборудования должен располагаться с учётом преобладающего направления ветра, рельефа местности и схемы БУ с таким расчётом, чтобы использовать направление ветра для обеспечения наилучшего обдува оборудования воздухом. В закрытых помещениях, на полу буровой вышки, вокруг подвышечного основания, на виброситах и в других местах, где может скапливаться газ, монтируются крупные воздуходувки и вентиляторы.

ИПБОТ 222-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при монтаже и эксплуатации превенторов ППШ, ПМШ при ПРС и КРС

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
и эксплуатации превенторов ППШ, ПМШ при ПРС и КРС
ИПБОТ 222-2008

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 B.C.

1 Общие требования безопасности

1.1 К работам по эксплуатации и обслуживанию превенторов ППШ, ПМШ допускаются работники буровой бригады после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.

1.2 При монтаже, демонтаже и эксплуатации превентора следует руководствоваться требованиями соответствующих разделов «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03), утвержденных Постановлением Ростехнадзора России от 05.06.2003 N 56, руководства (инструкции) изготовителя по эксплуатации применяемого превентора и настоящей инструкции.

1.3. К монтажу, эксплуатации и техническому обслуживанию превентора допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и ознакомленные с требованиями настоящей инструкции.

1.4. Рабочие, занятые монтажом и эксплуатацией превентора, должны знать его устройство и пройти практическое обучение приемам герметизации устья скважины.

1.5. Мастер бригады или бурильщик (оператор) обязаны ежесменно перед началом работы убедиться в исправности и работоспособности превентора, в качестве крепления фланцевых и резьбовых соединений и сделать соответствующую отметку в «Журнале ежесменного осмотра оборудования и инструмента».

1.6. На смонтированное противовыбросовое оборудование в бригаде необходимо иметь следующие документы:

  • паспорт изготовителя (ксерокопию) на превентор;
  • паспорт изготовителя на тройник превентора (ксерокопию);
  • паспорт изготовителя (ксерокопию) на шаровой кран тройника превентора;
  • акты на опрессовку превентора, тройника и шарового крана в условиях мастерской;
  • акт на опрессовку превентора совместно с тройником и шаровым краном на устье скважины.

В случае использования в обвязке устья скважины переходных катушек на них необходимо иметь паспорта (ксерокопии) и акты опрессовки в условиях мастерской.

Все паспорта должны соответствовать требованиям ГОСТ 2.601-95*.

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 2.601-2006. — Примечание изготовителя базы данных.

1.7 Для контроля положения плашек превентора перед началом работы необходимо проверить открытие-закрытие плашек вращением штурвалов.

1.8 Периодически, через шесть месяцев эксплуатации или хранения, превентор с тройником и шаровым краном должен проходить ревизию в условиях мастерской и спрессовываться на рабочее давление, указанное в паспорте изготовителя. Результат опрессовки оформляется актом и заносится в паспорт оборудования.

1.9 После ремонта превентора, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, последний спрессовывается на пробное давление. Результат оформляется актом и заносится в паспорт превентора.

1.10 При появлении признаков газонефтеводопроявления герметизацию устья скважины необходимо производить в соответствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

1.11 Освещенность рабочих мест должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил, указанным в приложении N 6 (книга 1).

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1. Выбор типоразмера плашек превентора зависит от диаметра применяемых на скважине насосных штанг. При использовании двух штанговых превенторов глухие плашки устанавливаются в нижнем превенторе.

2.2. Подготовка превентора к работе заключается в проведении перед установкой на устье скважины следующего обязательного комплекса операций:

2.2.1 очистить наружные поверхности от загрязнений, льда, нефтепродуктов;

2.2.2 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов (вмятин, трещин, сколов и пр.) на наружной поверхности корпуса;

2.2.3 демонтировать плашки и внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на рабочих поверхностях плашек и внутренней полости корпуса (задиры, коррозия и т.д.), наличие таких дефектов не допускается;

2.2.4 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на поверхности резиновых уплотнительных элементов (задиры, отслоения, трещины, порывы не допускаются);

2.2.5 установить в корпуса плашек уплотнители, соответствующие диаметру герметизируемых штанг;

2.2.6 наружные поверхности плашек покрыть смазкой в соответствии с рекомендациями изготовителя;

2.2.7 произвести сборку согласно требованиям соответствующего раздела в руководстве изготовителя по эксплуатации превентора;

2.2.8 вращением штурвалов проверить легкость перемещения плашек на закрытие-открытие.

3 Требования безопасности во время работы

3.1. Монтаж, демонтаж и эксплуатация превентора должны вестись в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя изделия.

3.2 Перед началом ремонта устье скважины с установленным превентором спрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина спрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше рабочего давления противовыбросового оборудования, а также давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см) с выдержкой в течение 10 мин.

При нахождении в скважине штанг опрессовка глухих плашек превентора производится после подъема штанг. Превентор считается герметичным, если за время испытания давление снизится не более чем на 0,5 МПа (5 кгс/см). Результат опрессовки оформляется актом с указанием в нем размера установленных плашек, а также отмечается в вахтовом журнале за подписью мастера (бурильщика, оператора).

3.3. В случаях демонтажа и монтажа превентора по технологическим причинам в процессе ремонта скважины, замены вышедших из строя деталей превентора или смене его плашек производится повторная опрессовка превентора с оформлением акта и записью результатов в вахтовом журнале за подписью мастера (бурильщика, оператора).

3.4 В процессе эксплуатации превентора необходимо:

  • осуществлять постоянный контроль за техническим состоянием его подвижных элементов (проверка легкости открытия-закрытия плашек);
  • не допускать загрязнения наружных поверхностей, падения на корпус и выступающие элементы тяжелых предметов;
  • в зоне установки превентора поддерживать свободный доступ к нему для технического обслуживания и управления.

3.5 При эксплуатации превентора в условиях низкой температуры окружающего воздуха необходимо реализовать мероприятия по обеспечению его работоспособности (применение смазки и материалов уплотнительных элементов с характеристиками, сохраняющими такие необходимые свойства, как текучесть и эластичность при низкой температуре, подогрев корпуса превентора) в соответствии с рекомендациями изготовителей.

3.6 При смене и установке резиновых элементов необходимо беречь их от механических повреждений и воздействия открытого огня.

3.7 Хранение резиновых комплектующих и сменных изделий должно осуществляться в соответствии с рекомендациями изготовителей.

3.8 При транспортировке превентора необходимо:

  • обеспечить надежное крепление, исключающее его возможные перемещения и падения;
  • не допускать транспортировку превентора «волоком»;
  • на присоединительные резьбы навернуть защитные колпаки.

3.9 При снятии и установке плашек, уплотнительных элементов, смазке деталей превентора, а также при хранении превентора следует соблюдать требования руководства (инструкции) изготовителя по эксплуатации применяемого превентора. Хранить превентор следует в собранном виде.

3.10 При установленном на устье скважины превенторе не допускается:

  • наносить удары по корпусу с целью очистки наружной поверхности превентора от грязи и льда;
  • превышать крутящий момент на штурвале, указанный в паспорте;
  • производить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе превентора;
  • производить обогрев элементов превентора открытым огнем.

3.11 Монтаж и демонтаж превентора производится при помощи стропов специального назначения.

  • монтаж превентора на незаглушенной скважине (если она не включена в перечень скважин, на которых допускается проведение ремонта без предварительного глушения, или скважина оборудована клапаном-отсекателем);
  • эксплуатация неопрессованного превентора.
4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (поломка вставок, плашек превентора) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать в соответствии полученными указаниями.

4.2 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.

4.3 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. Перекрыть подачу воды. Произвести очистку превентора от грязи, шлама и т.п.

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.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения «скользкости». Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.

ИПБОТ 159-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при эксплуатации блока манифольда типа УБМ50х21

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
«СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ» ООО «СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ»
ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при эксплуатации блока манифольда типа УБМ50х21

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 работе при эксплуатации блока манифольда при эксплуатационном и разведочном бурении, ремонте и освоении скважин на нефть и газ допускаются работники соответствующих подразделений после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к эксплуатации блока манифольда типа УБМ50х21.

1.2 Блоки манифольдов, смонтированные на скважине, должны иметь паспорт и сертификат соответствия завода-изготовителя.

1.3 Манифольд предназначен для обвязки превенторных установок бурящихся скважин с целью обеспечения возможности управления скважиной при проявлениях путем воздействия на пласт по следующим операциям:

  • срочной разрядке скважины через аварийный и рабочий выкиды;
  • циркуляции раствора с созданием противодавления на пласт;
  • закачке раствора в скважину (в межтрубное пространство) буровым насосом, а по второй схеме и цементировочным агрегатом.

1.4 Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье манифольду под буровой должен быть сделан твердый настил.

1.5 Монтаж манифольда должен быть выполнен согласно схеме, разработанной буровой организацией, согласованной с Заказчиком, Ростехнадзором РФ, утвержденной Техническим директором буровой организации.

1.6 Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуре скважины, трубопроводов, должны иметь пломбу или клеймо Госповерителя. Запрещается эксплуатировать КИП и А с просроченным сроком поверки.

1.7 В процессе эксплуатации манифольда ежедневно должны проверять открытие и закрытие задвижек с записью в журнале технического состояния оборудования.

1.8 В процессе эксплуатации необходимо принимать меры для предупреждения повреждений деталей манифольда и подводящего трубопровода гидроуправления.

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

1.10 Все приборы КИП и А и щиты управления должны быть заземлены независимо от применяемого напряжения.

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1 Перед началом работы необходимо:

2.1.1 привести в порядок спецодежду. Рукава и полы спецодежды следует застегнуть на все пуговицы, волосы убрать под головной убор. Одежду необходимо заправить так, чтобы не было свисающих концов или развевающихся частей. Обувь должна быть закрытой и на низком каблуке, запрещается засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог;

2.1.2 произвести обход обслуживаемого оборудования по определенному маршруту, проверить визуально состояние (целостность) агрегатов, механизмов и инструментов, наличие реагентов, приборов КИП и А;

2.1.3 получить необходимые сведения от сдающего смену о состоянии оборудования, неисправностях, требующих немедленного устранения, и распоряжениях на предстоящую смену;

2.1.4 ознакомиться со всеми записями в журналах: оперативном, дефектов, учета работ по нарядам и распоряжениям, распоряжениями, вышедшими за время, прошедшее с предыдущего дежурства.

2.2 После окончания обхода сообщить руководителю работ о готовности смены к приемке.

  • опробовать оборудование до приема смены;
  • уходить со смены без оформления приема и сдачи смены.

2.4 Помощник бурильщика перед началом работы должен:

2.4.1 при монтаже блока манифольда с работниками вахты, участвующими в монтаже, провести целевой инструктаж с записью в журнале инструктажей под расписку;

2.4.2 при эксплуатации смонтированного блока манифольда внешним осмотром проверить на отсутствие повреждений линий дросселирования и глушения, КИП и А.

2.5 Манифольдные линии дросселирования и глушения противовыбросового оборудования должны быть собраны из узлов и деталей заводского изготовления, допускается изготовление их на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные выкиды должны иметь паспорт установленной формы.

2.6 Длина линий дросселирования и глушения должна быть:

  • для нефтяных скважин с газовым фактором (ГФ) менее 200 м/т — не менее 30 м;
  • для нефтяных скважин с ГФ более 200 м/т, газовых, разведочных, поисковых — не менее 100 м.

На вновь разведываемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.

2.7 Условный внутренний диаметр выкидов и установленных на них задвижек должен быть одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины, после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

2.8 Соединение выкидных линий может быть фланцевое или на резьбовых муфтах.

2.9 Расстояние от центра скважины до блока дросселирования и глушения должно быть не менее 15 м, а до первой опоры 10 м. Между опорами 8 м.

2.10 Свободный конец выкидных линий должен оканчиваться не далее 0,5 м от последней стойки и оборудоваться фланцем или резьбой, с навернутым защитным колпачком.

2.11 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.

2.12 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.

2.13 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.

2.14 В зимнее время при температуре воздуха ниже -5 °С манифольды должны обогреваться.

2.15 Подготовка блока манифольда к работе. Опрессовка его после монтажа:

2.15.1 линия манифольда после концевых задвижек опрессовывается 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 ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см (21 МПа).

Результат опрессовки оформляется актом.

2.15.2 до начала испытания (опрессовки) манифольда необходимо:

  • отключить электроустановки линейным разъединителем;
  • провести инструктаж по технике безопасности с персоналом, занятым на опрессовке;
  • установить заглушку между линиями выкидов буровых насосов и манифольдов и заглушить верхний отвод стояка и муфты для манифольдов на стояке и патрубки для контрольного выкида и выкида пневмозадвижки.

2.16 Перед опрессовкой все люди должны быть удалены с буровой в культбудку (кроме экипажа заливочного агрегата и членов комиссии по опрессовке).

2.17 Опрессовку необходимо производить с помощью заливочного агрегата, установленного или со стороны насосного сарая, если опрессовка производится через выкид пневмозадвижки, или со стороны приемного моста, если опрессовка производится через муфту для манометров на стояке.

2.18 Применение буровых насосов для опрессовки запрещается.

2.19 Опрессовку необходимо производить водой. В зимнее время для опрессовки используется соленая вода. Применение глинистого раствора для опрессовки запрещается.

2.20 На выкиде цементировочного агрегата должен быть установлен предохранительный клапан с тарированной шпилькой, рассчитанной на давление, превышающее ожидаемое максимальное на 10%.

2.21 Наблюдение и контроль за давлением при опрессовке производится по манометру, установленному на выкиде цементировочного агрегата.

2.22 Устранение неисправностей цементировочного агрегата, а также доукрепление нагнетательной линии под давлением запрещается. Для выполнения этих работ необходимо снизить давление до атмосферного.

2.23 При опрессовке манифольда насосов давление в линии необходимо повышать постепенно, не допуская гидравлических ударов.

2.24 Нагнетательная линия должна быть выдержана под давлением не менее 30 минут, если давление не упадет более чем на 5 кгс/см, то линия герметична.

2.25 Обнаруженные дефекты (отпотевание сварочных швов, остаточные деформации, пропуски жидкости) необходимо устранить, предварительно сбросив давление и слив воду, произвести повторную опрессовку манифольдной линии.

2.26 После ремонта манифольдную линию необходимо повторно подвергнуть опрессовке.

2.27 Опрессовка манифольдной линии должна производиться в присутствии комиссии.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 Ответственным лицом за эксплуатацию смонтированного манифольда является помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения или КРС при ремонте и освоении скважин, контроль за правильной эксплуатацией осуществляет буровой мастер или мастер ПРС и КРС. Техническое состояние блока манифольда проверяет механик.

3.2 Во время работы бурильщик ежедневно должен проверять открытие и закрытие задвижек манифольда.

3.3 Механик не реже одного раза в 10 дней проверяет:

  • гидроуправление;
  • болтовые соединения;
  • закрытие и открытие гидравлических задвижек с основного пульта;
  • закрытие и открытие гидравлических задвижек вспомогательного пульта;
  • работу регулирующего клапана, вращая маховичок;
  • открытие и закрытие задвижек с ручным приводом.

3.4 Неисправности в манифольде выявляются в случае утечки жидкости при отсутствии противодавления на пласт.

Утечка жидкости происходит в случае износа манжет или же уплотнительных колец.

3.5 Замену манжет или же уплотнительных колец необходимо проводить по графику периодического осмотра (ПО).

3.6 Неисправные манометры заменяют после снижения давления в полости буфера.

3.7 Смену манжет, уплотнительных колец и ремонт задвижек ЗМ необходимо проводить в мастерских квалифицированным и обученным персоналом.

3.8 После проведения текущего ремонта блока манифольда в условиях мастерских необходимо манифольд испытать на стенде, проверить работоспособность всех сборочных единиц и сделать соответствующую отметку в паспорте.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 При внезапном повышении давления, а также при прекращении циркуляции немедленно отключить насос, открыть задвижку на выкид.

4.2 Не допускается работа насоса цементировочного агрегата:

  • при наличии стука и нагрева трущихся частей и подшипников;
  • если имеются неисправности в узлах манифольда.

4.3 Пропуски в сальниках насосов и в соединениях трубопроводов должны немедленно устраняться.

4.4 При остановке насоса в зимнее время необходимо сливать жидкость из манифольда во избежание образования в них ледяных пробок.

Манифольд следует после остановки продуть воздухом. Запрещается продавливать ледяные пробки, образовавшиеся в выкидных линиях насоса.

Для выполнения этой операции на буровой установке должно иметься специальное продувочное приспособление с уплотнителем для установки в него ниппельной части ведущей трубы или силового верхнего привода «Canrig» (СВП).

Продувка выполняется после отключения насоса цементировочного агрегата и вывешивания таблички на пусковых устройствах «Не включать! Работают люди» . При продувке применять средства индивидуальной защиты и защитные очки

Перед продувкой манифольда проверяется продувочное устройство путем кратковременного открывания воздуха с помощью вентиля. После проверки приступают к продувке манифольда.

4.5 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.

4.6 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 оборудование, закрыть подачу пара, газа, воды и т.п. Произвести очистку оборудования после отключения электроэнергии.

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.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения «скользкости». Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.

ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в РФ». Утверждены Приказом МЧС РФ от 18 июня 2003 г. N 313

Паспорт и руководство по эксплуатации на манифольд УБМ50х21

Монтаж манифольда противовыбросового

Блоки дросселирования и глушения устанавливаются на твёрдом покрытии не ближе 10 метров от устья скважины в легкодоступном месте. Внутренний диаметр коренных труб (от устьевой крестовины до блока задвижек), самих задвижек, дросселя и других элементов манифольда должен соответствовать внутреннему диаметру крестовины. После концевой задвижки допускается увеличение внутреннего диаметра выкидных линий на 30 мм. При капитальном ремонте коренные трубы для скважин первой группы выполняются из бурильных труб, для скважин второй и третьей групп – из насосно-компрессорных труб. Диаметры труб 73 мм, группа прочности марки «Д». Длина сбросовых линий должна быть:

· для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200м3/т не менее 30 метров;

· для нефтяных скважин с газовым фактором более 200м3/т, газовых и разведочных скважин не менее 100 метров;

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

Сбросовые линии от блоков глушения и дросселирования должны надёжно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений, линий электропередач и проезжих дорог, оврагов и ручьёв, с уклоном от устья скважины. Уклон выкидных линий должен составлять 1 – 2 градуса.

Расстояние между стойками для крепления выкидных линий должно быть не более 10 метров и исключать провисание труб. Усилие отрыва стойки от грунта должно быть не менее 1500 КГс (определяется расчётным путём). Крепление сбросовых линий к стойкам через специальные патроны, с тепловым зазором в пределах 1 – 1,5 мм.

Выкидные линии заканчиваются фланцевым соединением (для КРС допускается быстросъёмное соединение). Расстояние от фланца до последней стойки 200 мм. к фланцу крепится гаситель струи длиной 1000 мм. За последней стойкой роется земляной амбар или устанавливаются ёмкости объёмом не менее ожидаемого суточного дебита скважины.

Допускаются повороты выкидных линий с применением кованых угольников или тройников с буферным устройством (при этом струя должна биться не в тело тройника, а в буферную заглушку).

При пересечении подъездных путей выкидные линии укладываются в патрон и засыпаются грунтом. Внутренний диаметр патрона должен быть больше диаметра фланцев манифольдных труб. Зона переезда ограничивается габаритными стойками.

Все задвижки должны быть пронумерованы в соответствии с утверждёнными схемами. Бирки должны быть металлическими размерами 150×150 мм, высота цифр 100 мм, наносятся водостойкой краской. Кроме этого на задвижке перед дросселем должна быть закреплена металлическая табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотность раствора, по которой это давление определено. Бирки и таблички не должны мешать свободному вращению штурвалов задвижек.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Манометры должны иметь разделители среды, разрядные пробки и игольчатые вентили.

Качество монтажа подтверждается опрессовкой. При этом блок дросселирования и блок глушения до концевых задвижек манифольда высокого давления должны быть опрессованы водой, а затем воздухом совместно с превенторной установкой и устьевым оборудованием на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

· 50 кгс/см2 (5 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);

· 100 кгс/см2 (10 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа);

Результаты опрессовки оформляются Актом.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОТИВОФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

При разработке мероприятий по предотвращению, обнаружению и ликвидации газонефтеводопроявлений следует руководствоваться положениями «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» .

При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием (ПВО). Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается Исполнителем работ, согласовывается с Заказчиком, территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой.

При ремонте скважин с некоррозионной средой применяются схемы ПВО в соответствии со схемами 1 и 2 ГОСТ 13862. Включение в схему дополнительно превентора со срезающими плашками обязательно при объемном содержании сероводорода в продукции скважины более 6 %, а также при наличии сероводорода до 6 % при избыточном давлении на устье более 35 МПа. При работе на месторождениях с содержанием сероводорода более 6 %, АВПД и глубиной скважины более 4000 м на скважинах устанавливаются четыре превентора, в том числе один со срезающими плашками и один универсальный превентор. Блок дросселирования должен иметь два регулируемых штуцера, в том числе один дистанционный. Блок дросселирования обвязывается с блоками сепарации и дегазации растворов с отводом газа на факел.

При проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД допускается, по согласованию с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой, использование устьевых герметизирующих устройств и аварийных планшайб в качестве ПВО.

Если при ведении работ с применением пенных систем осуществляется вращение инструмента, то в схему противовыбросового оборудования включается вращающийся превентор, приведенный в приложении П.

Монтаж противовыбросового оборудования производится бригадой КРС под руководством мастера. До монтажа превенторов на скважине должны быть оборудованы выкидные линии (если отсутствуют стационарные).

Перед монтажом превентора на устье скважины необходимо очистить его от противокоррозионной смазки. Проверить фиксацию штурвала. Убедиться в отсутствии механических повреждений на уплотняющих поверхностях плашек. Проверить плавность и легкость перемещения плашек – штурвал должен вращаться одним оператором. Визуально проверить схождение вкладышей.

При монтаже ПВО необходимо следить за качеством сборки фланцевых соединений, правильностью укладки металлических уплотнительных колец, равномерной затяжкой шпилек, соблюдением зазора между фланцами.

Противовыбросовое оборудование должно иметь паспорт. Запрещается монтаж ПВО, не имеющего паспорта.

Переаттестация противовыбросового оборудования проводится в соответствии с паспортом завода-изготовителя, по истечении срока эксплуатации ПВО, но не реже, чем один раз в пять лет, организациями, имеющими соответствующую лицензию. Дефектоскопия превенторов производится один раз в год.

Гидравлическая опрессовка плашечных превенторов на рабочее паспортное давление производится на стенде перед каждой установкой на скважине. Плашечные превенторы для колтюбинговых установок и канатной техники и секционные лубрикаторы подвергаются гидравлической опрессовке на рабочее паспортное давление два раза в год.

После установки на устье ПВО до концевых задвижек манифольдов высокого давления должно быть опрессовано с помощью устьевого пакера жидкостью, азотом или воздухом на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, или, по согласованию с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой, на давление поглощения.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

5 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 21 МПа;

10 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 21 МПа.

Опрессовка ПВО до и после установки на устье проводится в присутствии представителя противофонтанной службы. Все опрессовки оформляются записью в паспорте (формуляре) оборудования и специальными актами.

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

По согласованию с противофонтанной службой допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания организаций в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

Герметичность смонтированного импортного оборудования следует проверять в соответствии с требованиями для отечественного ПВО.

Выбор превенторов производится в зависимости от максимально ожидаемого устьевого давления при аварийном закрытии во время фонтанирования. Плашки превенторов, установленные на устье скважины, должны соответствовать типоразмеру применяемых труб. В случае применения труб разного диаметра на рабочей площадке необходимо иметь опрессованную трубу под плашки превентора, оборудованную переводником по типоразмеру применяемых труб и шаровым краном в открытом состоянии. Размер плашек должен быть указан на щите пульта управления ПВО.

При перерывах в работе устье скважины должно быть надежно герметизировано. Превентор следует закрывать только при открытом затрубном и трубном пространствах. Перед возобновлением работы необходимо убедиться в отсутствии давления на устье и открывать превентор при открытой задвижке на рабочем отводе.

При продолжительной остановке ремонтных работ необходимо спускать трубы на максимально возможную глубину, но не меньше минимально необходимой. Минимально необходимая глубина спуска труб в скважину определяется исходя из условия обеспечения противодействия выталкиванию их при полном опорожнении ствола скважины от жидкости в случае газонефтепроявления и записывается в буровой журнал перед началом ремонтных работ на скважине.

Необходимая глубина спуска труб в скважину определяется по формуле

где L – глубина спуска труб, м;

S – площадь сечения труб по наружному диаметру, см2;

Р – ожидаемое максимальное давление на устье скважины, МПа; q – масса одного погонного метра труб, спущенных в скважину, кг.

В случаях кратковременного прекращения работ (в пределах одной смены) межтрубное пространство герметизируется превентором, а трубное – шаровым краном. В скважине должно быть достаточное количество труб (в соответствии с 8.17). Колонна труб подвешивается на талевой системе. Ротор (при его наличии) с устья не демонтируется. За устьем скважины осуществляется контроль.

Если на момент герметизации устья в скважине труб будет меньше минимально необходимого количества, ремонтные работы прекращены на продолжительный период (больше одной смены) или не обеспечен контроль за устьем скважины на период приостановки работ, то устье скважины оборудуется аварийной подвеской: патрубком с задвижкой и планшайбой. Патрубок оснащается быстроразъемным соединением для подключения агрегата. Ротор (при его наличии) с устья скважины демонтируется.

Аварийная подвеска, используемая при герметизации устья, должна быть опрессована на рабочее давление превентора.

При малейших признаках газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть герметизировано и приняты меры по созданию циркуляции, выравниванию плотности промывочной жидкости и необходимые мероприятия в соответствии с планом ликвидации газонефтеводопроявлений. При возникновении газонефтяного фонтана должно быть извещено

руководство организации, ведущей ремонт скважины, филиала ДО, ДО, противофонтанной службы и территориального органа федеральной службы по технологическому надзору и приняты меры в соответствии с планом ликвидации аварии.

Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений на скважине в 10 м от устья устанавливается блок долива. Допускается использовать в этих целях мерную емкость насосного (цементировочного) агрегата .

Блок долива устанавливается и обвязывается с таким расчетом, чтобы обеспечивался непрерывный самотечный долив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины) во время подъема инструмента. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

Применяемые цементировочные агрегаты должны соответствовать максимальным ожидаемым давлениям, а нагнетательные линии должны быть оборудованы обратными клапанами.

Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и опрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

Перед эксплуатацией противовыбросового оборудования проводится проверка правильности монтажа, технической исправности оборудования, наличия всей документации на ПВО (паспорт, акты опрессовки, наличие всех необходимых записей на защитном щите и пульте управления) и наличия на рабочей площадке всех переводников и патрубков, необходимых в процессе проведения спускоподъемных операций, по типоразмеру применяемых труб. Производится инструктаж обслуживающего персонала по эксплуатации ПВО.

Проверка ПВО при проведении КРС на скважине производится мастером ежедневно, а бурильщиком – ежесменно перед началом работ. Результаты проверки отмечаются в журнале проверки технического состояния оборудования.

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 эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

После ремонта, связанного со сваркой или токарной обработкой корпуса, превентор перед отправкой на скважину должен быть испытан опрессовкой на пробное давление.

Величина пробного давления выбирается исходя из рабочего давления и проходного отверстия ПВО по таблице 8.1.

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.

Давление опрессовки ПВО после ремонта

Во время каждого монтажа противовыбросового оборудования необходимо проверять чистоту масла в гидроприводе плашек превентора. При каждом новом полном монтаже ПВО, а также при смене масла с зимнего на летнее и наоборот, обязательно промыть гидросистему дизтопливом и продуть сжатым воздухом. На гидравлическое масло ПВО должен быть сертификат соответствия и заключение по содержанию механических примесей и воды.

При работе в условиях отрицательных температур должны применяться превенторы с возможностью подогрева, предусмотренной инструкцией по эксплуатации. При монтаже паропроводов необходимо:

располагать тройник с заглушкой так, чтобы обеспечить слив конденсата из превентора;

обеспечить наклон паровых трубопроводов не менее 2о в сторону тройников с заглушкой для слива конденсата из трубопроводов до его замерзания;

на входе в превентор давление пара должно быть не менее 0,2 МПа для поддержания плюсовой температуры в полости плашек при температуре окружающей среды до минус 40 оС;

количество подаваемого на обогрев пара должно быть таким, чтобы температура наружной стенки корпуса превентора не превышала плюс 35 оС.

Управление превентором должно быть дистанционным, механизированным и дублировано ручным гидроприводом. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие и находиться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 3 м от линий дросселирования и глушения. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направле-

ния вращения штурвалов на закрытие, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора, а также указан диаметр плашек превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления на устье скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Угол между осью карданного вала и осью гидравлического цилиндра превентора должен быть не более 8о.

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

Фланцевые соединения всех узлов обвязки ПВО уплотняются металлическими кольцами. Применение прокладок из других материалов запрещается.

Выкидные линии должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, производственных и бытовых сооружений и располагаться с уклоном от устья скважины. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к скважине, должно быть не менее 100 м.

Длина выкидных линий от блоков глушения и дросселирования должна быть:

для газовых скважин и нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т – не менее 100 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором до 200 м3/т – не менее 30 м.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина выкидных линий устанавливается Исполнителем по согласованию с Заказчиком и территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору.

Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

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

Запрещается изготовлять отводы из легкосплавных бурильных труб.

Трубопроводы от крестовины фонтанной арматуры до блока дросселирования и глушения собираются на фланцах, далее сборку можно вести на замках или муфтах заводского изготовления.

Блоки глушения и дросселирования должны быть расположены в удобном для обслуживания месте на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Отводы линий глушения и

дросселирования должны крепиться на специальных опорах, обеспечивающих работу отводов без деформации, концы отводов должны быть направлены на факел или амбар, при наличии в газе сероводорода концы отводов должны быть направлены на факелы.

Расстояние между опорами должно быть не более 10 м при условии установки якорей на гладкой части каждой трубы. Последняя стойка должна быть удалена от конца отвода не более чем на 1 м. Для надежности рядом (в сторону устья) устанавливается еще одна стойка. На концах отводов необходимо иметь переводники на 2 1/ » для быстроразъемного соедине-

При оборудовании переездов выкидные трубопроводы закладываются в трубы диаметром не менее 219 мм и обваловываются на ширину проезда, отмеченного «вехами».

Бригады по капитальному ремонту скважин должны быть обеспечены Инструкциями по предупреждению открытых фонтанов и действию обслуживающего персонала в случае газонефтеводопроявлений. Рабочие должны быть проинструктированы и обучены практическим действиям, необходимым при возникновении газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования.

9 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН (ОАО «ГАЗПРОМ»)

9.1 Подготовительные работы

Работы по освоению скважины осуществляются по плану работ, составленному в соответствии с 5.1.8.

Вызов притока при освоении должен производиться при наличии на устье фонтанной арматуры, опрессованной и обвязанной по схеме, согласованной и утвержденной в установленном порядке, в течение светового дня, а в темное время суток при искусственном освещении.

При освоении скважины вытесняемые из нее технологические растворы необходимо собирать в приемную емкость или утилизировать в соответствии с планом работ .

Перед освоением скважины необходимо иметь запас технологической жидкости согласно 7.3.2.

Для сероводородсодержащих скважин к фонтанной арматуре должны быть присоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространство. Линии глушения оборудуются обратными клапанами. Жидкость глушения должна быть обработана нейтрализатором сероводорода.

На время вызова притока из пласта в скважинах, содержащих сероводород, обеспечить:

постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем исполнителя работ;

круглосуточное дежурство транспорта на случай эвакуации персонала;

постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

готовность персонала к действиям на случай аварийного выброса.

Количество насосных агрегатов и спецтехники, необходимых для освоения скважины, регламентируется технологическими условиями скважины и технологией самого процесса освоения.

9.2 Вызов притока

Освоение скважины проводится снижением противодавления на пласт с использованием:

жидкости меньшей плотности (раствора, воды, конденсата, нефти);

двухи многофазных пен;

природного или попутного нефтяных газов;

инертных газов (азота, выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания). Использование воздуха для освоения скважин запрещается.

Если величина текущего пластового давления выше гидростатического (коэффициент аномальности пластового давления Ка(1), то для вызова притока скважинную жидкость постепенно заменяют жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500-600 кг/м3.

Если после замены скважинной жидкости жидкостью с гидростатическим давлением меньше пластового приток флюида из пласта отсутствует, производят замену ее газожидкостной смесью или пеной, с использованием бустерных установок с подачей на бустер газообразного агента (азот, природный газ, выхлопной газ двигателей внутреннего сгорания). Для получения пены насосным агрегатом через жидкостно-газовый эжектор прокачивается пенообразующая жидкость (ПОЖ) при одновременной подаче на эжектор газообразного агента. Пену подают в затрубное пространство, выдавливая жидкость из скважины до вызова притока.

При величине пластового давления ниже гидростатического (Ка<1) вызов притока осуществляют с применением аэрированной жидкости или пенных систем.

Вызов притока из пласта газом от соседней скважины производится подачей газа в затрубное пространство для выдавливания столба жидкости из трубного пространства скважины до вызова притока .

При освоении скважины с пластовым давлением намного ниже гидростатическо-

= 0,1 – 0,3) возможно использование колтюбинговых установок и инертного газа со-

Если после проведения операций по освоению скважины приток газа из пласта отсутствует, проводят работы по интенсификации притока газа в соответствии с дополнительным планом, согласованным с Заказчиком.

После получения притока необходимо отработать скважину по плану работ и провести ГДИ для определения продуктивной характеристики скважины после КРС.

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО

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.

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:

· 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 &#171;нижний&#187;, превентор &#171;средний&#187;, превентор &#171;универсальный&#187; и т.д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении – &#171;открыто&#187;, &#171;закрыто&#187;. 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

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 &#171;Башнефть&#187; 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 &#171;закрытие-открытие&#187; &#8212; 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.

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.

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ- РД 08-200-98 (утв- Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09-04-98 &#8230; Актуально в 2018 году

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 &#8212; 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 &#8212; факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно &#8212; геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

&#8212; герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

&#8212; вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

&#8212; подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

&#8212; срезания бурильной колонны;

&#8212; контроля за состоянием скважины во время глушения;

&#8212; расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

&#8212; 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:

&#8212; 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);

&#8212; использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

&#8212; 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:

&#8212; для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб. м/т &#8212; не менее 50 м;

&#8212; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб. м/т, газовых и разведочных скважин &#8212; 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 &#8212; 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 &#8212; на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный &#8212; 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 &#8212; 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 &#8212; 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:

&#8212; 50 кгс/кв. см (5 МПа) &#8212; для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);

&#8212; 100 кгс/кв. см (10 МПа) &#8212; 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.

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.

Схемы обвязки устья скважины

Схема обвязки устья скважин №1

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

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

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).

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.

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

Схема обвязки устья скважины №2

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

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

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.

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).

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

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 200м 3 / м 3

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.

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.

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

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.

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

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.

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.

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.

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.

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

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.

Результаты опрессовки оформляются актом.

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

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.

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

После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны.

Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев

— дефектоскопия — один раз в год.

Запрещается:

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

Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Обогревать элементы превентора открытым огнем.

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

Подготовка насосно-компрессорных труб (НКТ) и бурильных труб (БТ) осуществляется в соответствии с РД 39-2-132-78 и "Инструкцией по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб" (ВНИИТнефть, Куйбышев, 1979), РД 39Р-05753520-001-95 "Положение по приемке, хранению, отбраковке, учету движения и по порядку перевода в другие области назначения НКТ и глубинно-насосных штанг в ОАО "Томскнефть" Восточно-нефтяной компании.

На трубной базе (ПРЦТиТ) производятся гидравлические испытания, шаблонировка, маркировка и сортировка труб, а также калибровка резьб. Непосредственно на кусте осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

S Транспортирование труб на скважину должно производиться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб необходимо прокладывать деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более, чем на 1 метр. Транспортировка труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается.

S При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание волоком.

S При работе с трубами необходимо иметь запас из расчета на каждые 1000м 50м дополнительного резерва.

S При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. Обнаруженные небольшие забоины на поверхности трубы допускаются удалять с помощью напильника.

S Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину.

При непрохождении шаблона в трубе ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

S Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды — ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.

S При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Переводник для свинчивания их между собой рекомендуется навернуть заранее в муфту последней трубы спускаемой секции.

S Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы с помощью проверенной стальной рулетки. Порядковый номер и измеренную длину рекомендуется наносить выделяющейся устойчивой краской на поверхности трубы.

S Измерение длины труб должна производиться под руководством мастера, который является ответственным за качество данной операции.

Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб" по форме табл.№ 1.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *