Источники горгного права

     Эксплуатационная  колонна испытывается на герметичность  опрессовкой с предварительной  заменой бурового раствора на техническую  воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых  избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно  должна испытываться на герметичность  снижением уровня воды до динамического  уровня при механизированной добыче нефти.

     В процессе испытания колонн на герметичность  способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать  не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений  и открытых фонтанов, а также при  опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем  на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя  заказчика на опрессовке обязательно.

     Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым  оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.

     Давление  опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной  крепи за башмаком колонны при  закрытии устья скважины во время  открытого фонтанирования.

     Результаты  опрессовки оформляются актом.

     В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах  с высоким (более 200 м3\т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым  избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) при­устьевая часть  колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно  спрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.

     В обоснованных случаях разрешается  по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить  опрессовку воздухом.

     Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются  рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается  водой или незамерзающей жидкостью  на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и  прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства.

     При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при  опрессовке оценивается не по падению  давления, а по отсутствию видимых  утечек рабочего агента по соединениям  устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом.

     Во  всех случаях плотность опрессовочной  жидкости должна быть достаточной для  компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность  смятия обсадных колонн внешним давлением. 

       Монтаж и эксплуатация противовыбросового  оборудования 

     На  кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводо-проявляющих  отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней  работ, связанных со вскры­тием продуктивного  горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

     Эксплуатация  противовыбросового оборудования осуществляется в соответствии с техническими условиями  изготовителей.

     Превенторная  установка, манифольд (линии дросселирования  и глушения), система гидроуправления  превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: 

     - герметизации устья скважины  при спущенной бурильной колонне и без нее;

     - вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

     - 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  загерметизированном устье скважины.

     Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной, головки осуществляется проектной организацией. Схема установки  и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования  разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями: 

     - при вскрытии скважиной изученного  разреза, представленного нефтяными  и водяными (с растворенным газом)  пластами с нормальным давлением,  после спуска кондуктора или  промежуточной колонны на устье  устанавливается превенторная установка,  обеспечивающая герметизацию скважины  при спущенной колонне и без  нее (два превентора - с трубными  и глухими плашками, универсальный превентор);

     - 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/см2 (35 МПа) и объемном  содержании сероводорода до 6% определяется  организацией по согласованию  с территориальными органами  Госгортехнадзора России исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.); 

     - четыре превентора, в том числе  один превентор со срезающими  плашками и один универсальный,  устанавливаются на устье в  случаях: 

     а) 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/см2 (35 МПа);

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

     в) на всех морских скважинах. 

     Все отступления в обвязке устья  бурящихся скважин противовыбросовым  оборудованием 6т требований настоящих  Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов  Госгортехнадзора России при представлении  организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.

     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 м\т - не менее 30 м;

     - для нефтяных скважин с газовым  фактором более 200 м3/т газовых  и разведочных скважин — не менее 100м. 

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

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

     На  скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (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 организации при утверждении  в установленном порядке схемы  обвязки и установки противовыбросового оборудования.

     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.

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

     Допускается применение отдельных узлов и  деталей, изготовленных на базах  производственного обслуживания организации  в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

     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  перед вскрытием продуктивных  и газонефтеводопроявляющих пластов. 

     Штурвалы  для ручной фиксации плашек превенторов  должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезбпасное освещение  и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления  вращения штурвалов, 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.

     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, сероводородсодержащих  горизонтов 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 кран является рабочим, второй - резервным.

     Превенторы  вместе с крестовинами и коренными  задвижками до установки на устье  скважины спрессовываются 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.