приказом Комитета по государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью

от «22» октября 2010 года

№ 36

Общие положения

1. Основными признаками газонефтепроявления являются косвенные и прямые.

Косвенные признаки начала газонефтепроявления (далее - ГНП):

увеличение водонерастворимых сульфидов в буровом растворе;

появление водорастворимых сульфидов в буровом растворе;

изменение параметров бурового раствора;

резкое увеличение механического режима бурения, «провалы» бурильной колонны;

увеличение крутящего момента в роторе;

увеличение веса бурильной колонны;

падение давления на буровых насосах.

Косвенные признаки сигнализируют о возможных газонефтепроявлениях и указывают на необходимость усиления контроля за прямыми признаками ГНП.

2. Прямые признаки начала ГНП:

увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости;

увеличение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче бурового насоса;

увеличение газосодержания в буровом растворе;

увеличение вытесняемого объема бурового раствора (против расчетного) при спуске бурильной колонны в скважину;

уменьшение доливаемого объема бурового раствора (против расчетного) при подъеме бурильной колонны из скважины;

перелив бурового раствора из скважины при остановленных буровых насосах.

При обнаружении прямых признаков ГНП необходимо немедленно приступить к герметизации устья скважины.

Промедление в герметизации усугубляет ситуацию и грозит возникновением открытого фонтана.

Газонефтепроявления регулируются на устье скважины с помощью противовыбросового оборудования.

3. Условия и причины газонефтепроявления в стволе скважины:

превышение пластового давления над забойным;

возникновение физико-химических явлений;

разбуривание и обвалы пород в продуктивной толще.

4. Причинами превышения пластового давления над забойным являются:

наличие в скважине бурового раствора с плотностью, не обеспечивающей создание противодавления на пласт в требуемых техническим проектом пределах;

гидродинамические эффекты, возникающие в скважине в процессе спуско-подъемных операций;

снижение плотности бурового раствора в процессе проводки скважины;

нарушение технологии работ при спуско-подъемных операциях, бурении, геологическом исследовании скважин, ликвидации скважин;

падение уровня в скважине.

5. Причинами возникновения физико-химических явлений в скважине являются:

взаимодействие флюида и бурового раствора на молекулярном уровне;

высокие структурно-механические и тексотропные свойства бурового раствора;

значительная мощность продуктивного пласта;

наличие вертикальных трещин в разрезе продуктивного пласта.

во всех случаях, независимо от сроков и интенсивности работы противовыбросового оборудования, установка его на новом объекте производится после опрессовки и ревизии с оформлением соответствующего акта;

до установки на устье скважины превенторы и фонтанная арматура опрессованы водой на рабочее давление, указанное в паспорте;

перед установкой на устье скважины превенторы со срезающими плашками опрессовываются на рабочее давление при закрытых плашках, а их работоспособность проверяется закрытием и открытием плашек;

установка противовыбросового оборудования на устье скважин производится буровой бригадой под руководством лица контроля в соответствии с фактической схемой;

все задвижки манифольда превенторной установки пронумерованы, которая соответствует фактической схеме, находящиеся на буровой;

под буровой имеется свободный доступ к противовыбросовому оборудованию;

привод ручного дублирующего управления находится на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в металлической будке или под навесом, который выполнен из досок толщиной не менее 50 мм с металлической облицовкой толщиной 2 мм или из металлического листа толщиной не менее 5 мм со стенкой, обращенной в сторону скважины, и имеет освещение во взрывобезопасном исполнении.

7. На стенке перед каждым штурвалом водостойкой краской указываются:

стрелки, указывающие направление вращения штурвала на закрытие и открытие;

цифры, указывающие число оборотов штурвала до полного закрытия;

метка, совмещение которой с меткой на валу штурвала соответствует закрытию превентора;

величина давления опрессовки колонны;

диаметр установленных плашек и порядковый номер превентора снизу вверх.

8. После монтажа превенторной установки до разбуривания цементного стакана превенторная установка опрессована водой или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Работы по опрессовке производятся в присутствии представителя аварийно-спасательной службы (далее - АСС).

9. Результаты опрессовки оформлены актом.

10. На пульте дросселирования на видном месте таблички с указанием допустимого давления, а на манометрах нанесены специальные метки.

11. После установки на устье превентор со срезающими плашками вместе со всеми другими опрессовывается на давление, которое на 10 % превышает ожидаемое на устье при герметизации фонтанирующей скважины.

12. Манифольды дросселирования и глушения противовыбросовой установки после монтажа опрессованы на давление опрессовки обсадной колонны.

Опрессовка оформляется соответствующим актом.

13. После разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1-3 м промежуточная колонна вместе с установленным на ней противовыбросовым оборудованием для проверки герметичности цементного кольца у башмака колонны повторно опрессована при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды и подъемом ее в башмак на 10-20 м на давление, указанное в техническом проекте.

14. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной дальнейшее бурение скважины продолжается только при наличии разрешения представителя АСС.

15. Внутренняя полость линий дросселирования и глушения продувается воздухом один раз в неделю. Результаты продувки отводов регистрируются в журнале проверки ПВО (противовыбросовые оборудования). Продувку отводов обеспечивает лицо контроля.

16. Плашки превентора, установленные на устье скважины, соответствуют диаметру применяемых бурильных труб.

17. В случае применения колонны бурильных труб разных диаметров (не более трех размеров) плашки превентора соответствуют диаметру верхней секции колонны бурильных труб.

18. На мостках буровой имеется опрессованная стальная труба, которая по диаметру и прочности соответствует верхней секции бурильной колонны.

19. Стальная труба снабжена обратным клапаном или шаровым краном, находящимся в открытом положении и переводником под бурильную или обсадную колонну, окрашена в красный цвет.

20. После проведения работ по глушению скважины путем вымывания пластового флюида с противодавлением на устье 250 кгс/см ² и более произвести ревизию ПВО и внеочередную опрессовку.

21. При монтаже и эксплуатации противовыбросового оборудования, необходимо:

колонный фланец головки устанавливается на резьбе и смазке УС-1 или ленте ФУМ;

при установке колонного фланца необходимо обеспечить расстояние не менее 200±50 мм от нижнего торца колонного фланца до уровня земли;

Отверстия в корпусе колонного фланца оборудуются:

одна сторона заглушкой;

вторая сторона задвижкой отводом, выведенным за пределы основания вышки, на конце которого монтируется манометр с краном высокого давления и гайка для подсоединения цементировочного агрегата.

Сварочные работы по монтажу ПВО производятся квалифицированным сварщиком. На сварочные работы составляется акт установленной формы.

22. Монтаж противовыбросового оборудования производится в соответствии с фактической схемой.

23. Все узлы обвязки противовыбросового оборудования соединяются фланцами на стандартных трубных резьбах. Разрешается применение сварных соединений узлов и деталей для ПВО, выполненных изготовителями данного оборудования.

24. Не допускается применение узлов и деталей для обвязки ПВО, изготовленных с отступлением от требований промышленной безопасности.

25. При получении оборудования от заводов-поставщиков обращать внимание на наличие маркировки на крепежных деталях.

26. Выкидные линии превенторов изготавливаются из бесшовных труб равнопроходного сечения.

27. Все шпильки и гайки для крепления отечественных превенторов, а также соединительных элементов линий глушения и дросселирования изготовлены из стали марок 40X и 40XH и маркированы буквой «Х».

28. Манометры на линиях глушения и дросселирования и межколонном отводе установлены на катушках или специальных фланцах с кранами высокого давления.

29. Монтаж, размещение, компоновка импортной превенторной и трайнофакельной установок осуществляется в соответствии с комплектом их поставки и фактической схемой.

30. Крепежные детали импортного ПВО поставляются в комплекте с оборудованием. Их установка осуществляется в соответствии с назначением.

31. Линия глушения имеет сброс в амбар, которая имеет обваловку.

32. Межпакерное пространство колонной головки опрессовано воздухом с составлением акта.

33. Обвязка колонны выполнена с помощью колонны головки согласно инструкции фирмы – поставщика.

Общие мероприятия

по предупреждению газонефтепроявлений
34. Комиссия под председательством руководителя буровой организации с участием представителей АСС устанавливает наличие и состояние средств, материалов по борьбе с ГНП, обученность буровой бригады, а также состояние противовыбросового оборудования, скважины.

35. По результатам проверки составляется акт готовности скважины и АСС, дается письменное разрешение на вскрытие продуктивного пласта.

36. Рабочие буровой бригады обучены методам раннего обнаружения ГНП, практическим действиям по герметизации устья скважин и ее глушению, правилам эксплуатации ПВО, использования средств индивидуальной защиты, оказанию доврачебной помощи.

37. Перед началом работ лицо контроля и представитель АСС производят проверку средств индивидуальной защиты (далее – СИЗ), знакомят работников с погодными условиями, указывают маршруты эвакуации из опасной зоны.

38. Перед вскрытием продуктивного горизонта необходимо провести буровой бригаде инструктаж.

39. Перед вскрытием и в процессе бурения продуктивного пласта на буровой имеется:

запас химреагентов и утяжелителя в количестве, установленном техническим проектом;

два шаровых крана (один под квадратом, второй на аварийной трубе или подвешенный на тросике в буровой);

аварийная сборка, состоящая из переводника, задвижки высокого давления с фланцем под манометр и краном высокого давления, быстросъемной полумуфтой для подсоединения цементировочного агрегата;

обеспечено круглосуточное дежурство цементировочного агрегата, автомашины, лица контроля, представителей АСС, радиотелефонная связь буровой (экспедицией).

40. В процессе бурения продуктивного пласта параметры бурового раствора соответствуют техническому проекту (ГТН) или оперативно-технологическому заданию (далее - ОТЗ).

41. В процессе бурения (промывки) скважины циркуляция бурового раствора осуществляется через один рабочий мерник, оборудованный мерной линейкой и датчиком уровня станции горнотехнического исследования (далее - ГТИ).

42. Работы, связанные с перераспределением бурового раствора в приемных мерниках осуществляются только после остановки бурения.

43. В процессе бурения ведется тщательный контроль за обнаружением признаков ГНП.

44. При обнаружении прямых признаков ГНП немедленно приступить к герметизации устья скважины.

45. При обнаружении поглощения прекратить углубление скважины и остановить буровой насос.

46. Проследить за положением уровня в скважине и при необходимости долить скважину до уровня.

47. При отсутствии уровня на устье подъем бурильной колонны не допускается.

48. В процессе проведения спуско-подъемных операций постоянно контролировать соответствие объемов доливаемого (вытесняемого) бурового раствора объему металла поднимаемых (спускаемых) бурильных труб.

49. После долива необходимо убедиться, что уровень на устье и скважина не переливает.

50. При наличии перелива определить его характер и немедленно загерметизировать скважину. Дальнейшие работы проводить по плану организации работ.

51. При бурении продуктивного пласта продолжительность остановок сведена к минимуму.

52. При продолжительных ремонтных работах (более 5 суток) установить отсекающий мост согласно плану организации работ.
Первичные практические действия буровой смены (вахты) по ликвидации газонефтепроявлений при строительстве скважин
53. При обнаружении поступления пластового флюида в скважину, независимо от интенсивности притока и вида работ на буровой, действия буровой смены (вахты) направлены на немедленную герметизацию устья скважины.

54. Действия бурильщика буровой вахты при бурении, промывке, проработке скважины:

подает сигнал «Выброс» (длинный гудок) и приступает к герметизации устья скважины, для чего:

останавливает вращение ротора;

дает команду первому помощнику остановить буровой насос, не открывая пусковую задвижку;

поднимает бурильную колонну из скважины до выхода муфты верхней трубы на 0,5 м выше стола ротора и фиксирует тормоз лебедки;

открывает с пульта бурильщика гидроуправляемую задвижку крестовика превентора на линии дросселирования;

закрывает сферический (универсальный) превентор;

дает команду второму и третьему помощникам закрыть задвижку противовыбросового манифольда;

посредством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии через четвертого помощника, сообщает о герметизации скважины ответственному лицу контроля, представителю АСС и оператору станции ГТИ;

дает команду первому помощнику подготовить к пуску дегазатор;

в течение 10 минут после герметизации устья скважины фиксирует давление в бурильных трубах и обсадной колонне, а также увеличение раствора в приемной емкости;

через 10 минут после герметизации устья закрывает шаровой кран квадратом;

при интенсивном росте давления закрывает шаровой кран раньше времени, отвинчивает квадрат, начинает аварийную сборку;

дальнейшие действия по указанию лица контроля.

55. Действие первого и четвертого помощника бурильщика при бурении, промывке, проработке скважины:

1-й помощник по сигналу «Выброс» останавливает буровой насос, не открывая пусковую задвижку;

подготавливает по команде бурильщика к пуску в работу дегазатор и следует в буровую;

4-й помощник сообщает ответственному лицу контроля, представителю АСС и оператору станции ГТИ о герметизации скважины и следует в буровую;

действия второго и третьего помощника бурильщика при бурении, промывке, проработке скважины;

по сигналу «Выброс» останавливает вибросита и следуют в буровую;

по команде бурильщика закрывают задвижку противовыбросового манифольда.

Действия бурильщика буровой вахты при спуско-подъемных операциях:

подает сигнал «Выброс» и приступает к герметизации устья скважины для чего:

открывает с пульта бурильщика гидроуправляемую задвижку крестовины превентора на линии дросселирования;

навинчивает с помощью первого и четвертого помощников аварийную трубу с шаровым краном или шаровой кран;

пускает бурильную колонну в скважину до нахождения муфты бурильной трубы на 0,5 м выше стола ротора и фиксирует тормоз лебедки;

закрывает шаровой кран;

закрывает сферический превентор (универсальный);

дает команду второму и третьему помощникам закрыть задвижку манифольда ПВО.

Посредством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии через четвертого помощника, сообщает о герметизации скважины ответственному лицу контроля, представителю АСС и оператору станции ГТИ;

дает команду первому помощнику подготовить к пуску дегазатор;

фиксирует давление в обсадной колонне, не допуская рост его выше допустимого;

Дальнейшие действия по указанию ответственного ИТР или бурового мастера.

56. Действие первого и четвертого помощника бурильщика при спуско-подъемных операциях:

по сигналу «Выброс» вместе с бурильщиком навинчивают аварийную трубу с шаровым краном и шаровой кран;

подготавливает по команде бурильщика к пуску в работу дегазатор и следует в буровую;

сообщает ответственному лицу контроля, представителю АСС и оператору станции ГТИ о герметизации скважины и следует в буровую.

57. Действие второго и третьего помощника бурильщика при спуско-подъемных операциях:

по сигналу «Выброс» спускаются с полатей на буровую;

по команде бурильщика закрывают противовыбросового манифольда.

58. Действия бурильщика при отсутствии в скважине бурильной колонны.

После окончания подъема бурильной колонны:

доливает скважину до устья;

контролирует и поддерживает уровень на устье скважины посредством долива;

при обнаружении перелива подает сигнал «Выброс» и герметизирует скважину превентором со срезающими плашками.

Посредством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии через четвертого помощника сообщает о герметизации скважины ответственному лицу контроля, представителю АСС (аварийно-спасательная служба).

Дальнейшие действия по указанию ответственного лица контроля.