Законодательная база Российской Федерации

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

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

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

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

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

- вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

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

- срезания бурильной колонны;

- контроля за состоянием скважины во время глушения;

- расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

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

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

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

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

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

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

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

- на всех морских скважинах.

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

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

Длина линий должна быть:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов, на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.

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

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

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

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

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

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

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

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

2.9.16. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

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

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

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

2.9.19. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

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

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