Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин
Общие положения
1.1.
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.
1.2.
В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья
скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все
изменения должны указываться в плане работ.
1.3.
К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие
подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление
скважиной при ГНВП”.
1.4.
Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей
заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное
давление.
1.5.
Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка
на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После
проведения проверки составляется акт.
1.6.
Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной
емкостью.
1.7.
При температуре воздуха ниже –10оС превентора должны быть
обеспечены обогревом.
1.8.
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.
2.1.
Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения
возможных разливов технологических жидкостей.
2.2.
Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с
записью в журнале.
2.3.
Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий
и требований ОТ и ТБ.
2.4.
Собрать и подготовить к работе
линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в
скважину и сброса флюида коллектор.
2.5.
Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
2.6.
Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии
избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
2.7.
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
3.1.Схема обвязки устья скважин №1
Схема
применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем
гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
3.1.1
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
требования:
—
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).
3.1.2.
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.
3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы
предотвратить работы по демонтажу АПР
при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.
3.2. Схема обвязки устья скважины №2
Схема
применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом
скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
3.2.1.
Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор,
оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или
насосно-компрессорных труб.
3.2.2.
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.
3.2.3.
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).
3.2.4.
Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая
площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам
превентора.
3.3. 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 200м3/ м3
3.3.1.
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.
3.3.2.
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.
4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить
состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
4.2 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.
4.3.
При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на
крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны
соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
4.4.
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.
4.5.
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.
4.6.
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.
4.7.
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.
4.8.
После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается
технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
4.9.
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.
4.10.
Результаты опрессовки оформляются актом.
Эксплуатация
5.1. Должен быть обеспечен
свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
5.2. 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.
5.3.
При необходимости замены плашек следует руководствоваться
рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор.
Работы производятся под руководством специалиста – механика по
противовыбросовому оборудованию.
5.4.
После замены плашек или узлов
превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку
опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии
с п. 4.8 настоящей инструкции.
5.5.
Периодичность проверки плашечных превенторов :
— гидравлическая опрессовка — через
каждые 6 месяцев
— дефектоскопия — один раз в год.
Запрещается:
Ø
Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и
льда.
Ø
Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
Ø
Обогревать элементы превентора открытым огнем.
Ø
Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или
бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.
Должно
быть смонтировано согласно утвержденной
схемы, составленной техническим
руководством, подписанной главным
инженером и согласованное со службой
противофонтанной безопасности.(Смотрит
документы и смотрит визуально).
Гидравл.система должна работать в
автоматическом режиме (поддержание
давления автоматич) с наличием
электронного манометра (145атм).
Простукиваются шпильки, гайки, болты
на герметичность. При закрытии превенторов
бурильная колонна должна быть в
подвешенном состоянии. Зимой превентор
должен обогреваться (будка,наличие
регистора). Периодически проверяются
задвижки и фланец.
34. Правила фонтанной безопасности при бурении скважин перед и после вскрытия продуктивных горизонтов авпд.
В
г/п различают пластовые и поровые
давления флюидов. Давления в пластах
коллекторах имеющих гидродинамическую
связь как по площади так и по глубине
называют пластовым давлением а в породах
непроницаемых пород соответственно
поровое давление. 1,1 >к> 1,0 – нормальное,
к < 1 АНПД. К > 1.1 АВПД. К > 1,3 –фонтанная
безопасность. Существуют разные
представления о природе АВПД одни
исследователи считают что АВПД возникает
относительно в замкнутых залежах из-за
высоких тектонических процессов
деформирующих эти залежи. Другие
предлагают что причины АВПД поступление
в относительно замкнутые залежи новых
порций высоконапорных флюидов из более
глубоких горизонтов или из магматических
очагов. Относительно основные молодые
тектонические процессы в замкнутой
коре вызывают вертикальную миграцию
флюидов из глубоких недр месторождения
в закрытые выше расположенные полости.
В этих полостях как правило является
антиклинальная складка под мощными
непроницаемыми покрышками формирующееся
скопление флюида с большим избыточным
давлением, т.е. происходит вертикальная
миграция Н,Г,В под эти покрышки параллельно
при миграции газов происходит
разупрочнение этих покрышек. Промысловыми
исследованиями доказано что происхождение
АВПД имеет много причин и как правило
обусловлено сочетанием нескольких
факторов. Основные из них: 1. Пьезометрический
уровень флюидов (разновысокий уровень,
и разные давления.) 2. Структура в пластах
коллектора . в запечатанных коллекторах
т.е. изолированных Рпл нормальные в
нижней более глубокой части передаются
в верхней части где вероятно появление
АВПД, 3. Увеличение давления в коллекторе.
В коллекторе с нормальным давлением
оно может быть повышено за счет
гидравлической связи глубоко залегающими
пластами имеющие более высокое давление.
Каналами гидравлической связи как
правило дефекты цементирования обсадной
колонны. 4. Условия осадконакопления.
Быстрое отложение в осадок глин и песков
превышающее естественную скорость
осадконакопления может привести к
возникновению АВПД. 5. Палеодавление.
АВПД могут существовать в древних
породах которые подняты за длительное
время на более высокий уровень. 6.
Тектонические давления. АВПД могут
возникать в результате локальных
сбросообразов, складчатости, сползания
глин и солей, землятресений и т.д. Для
прогноза залежей с АВПД изучаются
закономерные изменения пластовых и
поровых давлений. При поступлении газа
в плотную покрышку происходит её
разупрочнение следовательно при
разбуривании этой покрышки резко
возврастает механическая скорость
берения что является прямым признаком
присутствия зоны АВПД, мощность таких
как правило глинестых покрышек 70-100 м.
Для
прогнозирования зон АВПД выполняется
комплекс наблюдений за все время бурения
скважины. Все полученные данне
анализируются комплексно. Если их
рассматривать вне связи друг с другом
прогноз будет неверным. Комплексный
прогноз Рпл включает в себя следующие
показатели: механическая скорость,
уравнение скорости бурения , измерение
фактических пластовых и поровых
давлений. В бурении. Проведение
комплексных геофизических исследований
, непрерывное измерение с помощью
моментамера с записью на диаграмме
момента передаваемого бурильной
колонной. Содержание газа в растворе
с помощью
газового
каратажа. Удельный вес раствора,
температура на устье, изучение выбуренной
породы, а именно ρ, m, проницаемость и
т.п. акустический каратаж, нейтронный
гамма каратаж, метод ядерного магнитного
резонанса и т.д. на основу анализа
перечисленные показателинепрерывно
вычерчиваются д- экспонента, а вторая
линия модицированная д-экспонента.
35.
Правила ликвидации НГВП.
Первое правило: если скважину можно
закрыть, то это следует сделать как
можно раньше, чтобы свести к минимуму
объем газа, который может поступить
дополнительно в скважину. Газ, двигаясь
вверх, расширяется, часть раствора
выбрасывается, гидростатическое
давление падает. При движении газовой
пачки, она вначале расширяется
незначительно, а затем более интенсивно,
следовательно, необходимо больше
штуцировать скважину в конце подхода
газовой шапки. Пузырек газа всплывает
в тех случаях, когда размер его превосходит
некоторую величину, определяе-мую
значением объемной силы для преодоления
действующих в жидкости сил сдвига. Газ
всплывает в таком же объеме (в закрытой
скважине), в каком он поступил. Скорость
всплытия газа принята 300 м/ч. Следует
отличать газирование от газопроявления.
Во всех случаях необходимо придерживаться
правила: при любых подозрениях на ГНВП
надо остановить циркуляцию и проверить
имеется ли движение раствора по желобам.
В случае движения устье необходимо
загерметизировать и через 10 минут
зафиксировать избыточное давление в
трубах и колонны. 10 минут – это время
стабилизации раствора. Если движения
по желобам нет, то это газирование.
Чтобы своевременно определить ГНВП,
на БУ должны быть приборы раннего
обнаружения ГНВП. Если при наличии
такого оборудова-ния проявление
обнаружено в момент выхода флюида на
поверхность, то такое проявление не
опасно. Чем меньше времени проходит от
момента поступления флюида в скважину
до момента обнаружения проявления, тем
оно опаснее с точки зрения развития
его в открытое фонтанирование. Второе
правило: после закрытия скважины не
следует допус-кать подъема газа без
регулируемого расширения.
36.
Правила фонтанной безопасности при
освоении и испытании скважин.
Обязательно должны быть превентора
или план шайба (у устья) в рабочем
состоянии. Гидравлика в исправности.
Диаметр плашек превентора соответствует
диаметру применяемых труб. При подъеме
НКТ доливать. Шпильки прикрепленные,отводные
счетчики. ТО же что и в бурении только
нет план-шайбы.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
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.
Рекомендуемые материалы
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:
· Номер превентора
· 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 «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т.д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении – «открыто», «закрыто». 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
ПБ НГП
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 «Башнефть» 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 «закрытие-открытие» — 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.
Вместе с этой лекцией читают «Территориальная организация химического и лесного комплексов».
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.
Содержание
- Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
- «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
- 2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
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.
Источник
«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
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.
Источник