Під час ступеневого цементування, спуску колон секціями нижні і проміжні ступені обсадних колон, а також потайні колони повинні бути зацементовані по всій довжині.
4.6. У разі перекриття кондуктором або технічною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після часу очікування затвердіння цементу) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Не дозволяється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.
4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проектом на будівництво свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.
4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, забезпечуються сертифікатами якості, які оформлюються згідно з ДСТУ 3413-96.
Підготовка обсадних труб вітчизняного виробництва до спуску в свердловину здійснюється на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм'ятин, напластувань, раковин, глибоких подряпин та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру.
Обсадні труби імпортного виробництва перед спуском у свердловину підлягають шаблуванню, маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.
Не дозволяється застосування обсадних труб вітчизняного виробництва, які не пройшли неруйнівний контроль на підприємстві-виробнику.
4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватись таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.
4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватись з урахуванням таких вимог:
а) тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;
б) рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним у інтервалі свердловини, який цементується;
в) густина тампонажного розчину підбирається з урахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску в процесі цементування.
4.11. Не дозволяється застосування цементу без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.
4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.
4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони виконується комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.
4.14. Конструкція устя свердловини повинна забезпечувати:
а) підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини;
б) контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;
в) можливість аварійного глушіння свердловини;
г) герметичність міжколонних просторів під час будівництва і експлуатації свердловин;
ґ) випробування на герметичність обсадних колон.
4.15. У процесі буріння технічна колона повинна періодично перевірятись на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проектом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.
5. Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин
5.1. Для запобігання можливим газонафтоводопроявам установлюється і обв'язується з устям свердловини блок доливу, який забезпечує самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на усті.
5.2. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровому майданчику необхідно:
а) провести обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;
б) забезпечити бурову установку необхідною кількістю розчину, обважнювача та хімічних реагентів згідно з вимогами пункту 3.15 і пункту 8.10 НПАОП 11.2-1.18-82;
в) провести інструктаж бурової бригади по практичних діях згідно з ПЛАС;
г) ознайомити працівників бурової бригади з умовами роботи під час розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;
ґ) провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;
д) на буровому майданчику встановити плакати "Увага! На глибині ... (указати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора … (зазначити відстань)";
е) провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;
є) мати на буровій три кульових крани. Один з них установити на квадраті, другий - на аварійній трубі, третій - у резерві;
ж) отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.3. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах необхідно забезпечити:
а) контроль параметрів розчину по: густині - через 10 - 15 хвилин; вмісту газу і температури - щогодини; статичної напруги зсуву, водовіддачі - через 4 години; рівню бурового розчину в приймальних ємностях - постійно. При відхиленні параметрів від установленої норми заміри необхідно проводити частіше;
б) контроль механічної швидкості буріння: при збільшенні механічної швидкості буріння удвічі протягом одного метра проходки необхідно припинити буріння, підняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитись з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини.
У разі відсутності прямих ознак ГНВП відновити циркуляцію при посиленому контролі за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.
5.4. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше ніж на 5 %, подальше поглиблення необхідно припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначитися з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу.
5.5. При зростанні об'єму розчину в приймальній ємності необхідно підняти долото на довжину квадрата, зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. При відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта.
5.6. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу із заміром параметрів бурового розчину і привести їх у відповідність до ГТН.
5.7. У випадку часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів необхідно визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.
5.8. При виявленні прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог ПЛАС.
Після закриття превенторів при ГНВП необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо устя свердловин.
5.9. Не дозволяється проводити закриття плашкового превентора на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній.
5.10. Не допускається підвищення тиску під плашками превентора понад встановлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.11. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводиться з постійним доливом свердловини і контролем долитого розчину.
5.12. У випадку раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника. При таких роботах необхідно виконувати першочергові заходи із запобігання ГНВП: постійний долив свердловини, промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН.
5.13. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом методом установлення нафтових (кислотних, водяних) ванн необхідно проводити за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
5.14. При встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведенні робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:
а) можливість герметизації устя;
б) установлення на нагнітальній лінії бурових насосів зворотного клапана;
в) необхідну репресію на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому усті свердловини;
г) обов'язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни;
ґ) можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії.
5.15. Під час проведення аварійних робіт перед з'єднанням із залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини з приведенням параметрів бурового розчину за циклом до вимог ГТН.
5.16. Не дозволяється залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. При вимушеному простої свердловину необхідно загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками.
5.17. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.
5.18. При вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом необхідно скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини, які повинні передбачати:
а) герметизацію устя;
б) періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;
в) визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів до відповідності ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;
г) установлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів;
ґ) порядок випробування моста на герметичність;
д) порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.
5.19. Не дозволяється підйом бурильної колони за наявності ефекту сифона чи поршнювання.
У разі неможливості усунення сифона (зашламованість турбобура, долота та ін.) підйом труб слід проводити на швидкостях, що дають змогу урівноважувати об'єми бурового розчину, що виливається та доливається.
У разі неможливості усунення поршнювання (наявність сальника чи звуження стовбура свердловини) необхідно здійснювати підйом труб з промивкою та обертанням їх ротором.
5.20. Не дозволяється виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушенням вимог протифонтанної безпеки. Перелік порушень вимог протифонтанної безпеки, несумісних з безпечним виконанням робіт на нафтових і газових свердловинах, наведений у додатку 9.
6. Монтаж та експлуатація противикидного обладнання
6.1. При виконанні робіт з монтажу, опресування і експлуатації устьового і противикидного обладнання необхідно дотримуватись вимог НПАОП 40.1-1.21-98, НПАОП 0.00-4.33-99, НПАОП 11.2-1.18-82, НАПБ А.01.001-2004, Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-116-85), затверджених Міннафтопромом СРСР від 25.11.85 (НАПБ В.01.027-85/112), а також галузевих вимог до монтажу та експлуатації колонних головок та противикидного обладнання при бурінні свердловин та інструкцій з експлуатації обладнання підприємств-виробників.
6.2. Противикидне обладнання встановлюється на кондуктор і технічну колону, при бурінні нижче яких можливі газонафтоводопрояви, а також на експлуатаційну колону при проведенні в ній робіт з розкритим продуктивним пластом.
Обсадні колони обв'язуються між собою за допомогою колонної головки або інших технічних засобів відповідно до вимог пункту 6.1 глави 6 розділу V цих Правил, які забезпечують герметизацію міжколонного простору, контроль за міжколонним тиском та можливість впливу на міжколонний простір.
Робочий тиск елементів колонної головки, блоку превенторів і маніфольда повинен бути не нижчий максимального тиску опресування відповідних обсадних колон на герметичність, що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому усті.
6.3. Вибір противикидного обладнання, маніфольда (лінії дроселювання і глушіння), гідрокерування превенторами, пульта керування дроселем, сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з урахуванням можливості виконання таких технологічних операцій:
а) герметизація устя свердловини при спущених бурильних трубах і без них;
б) вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;
в) підвіска колони бурильних труб на плашках превентора після його закриття;
г) зрізання бурильної колони;
ґ) контрольза станом свердловини під час глушіння;
д) розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;
е) спуск або підйом частини чи всієї бурильної колони при закритому превенторі.
6.4. Тип противикидного обладнання та схеми його обв'язки вказуються в проектній документації на будівництво свердловини і вибираються на підставі типових схем, які опрацьовуються згідно із стандартом "Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции" (ГОСТ 13846-89) та погоджуються зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою й територіальним органом Держгірпромнагляду.
6.5. При розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (у тому числі з розчиненим газом) пластами з тиском, що дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або технічної колони на усті встановлюються два превентори. Тип превенторів і розмір плашок передбачаються технічним проектом.
6.6. Три превентори, у тому числі один універсальний, установлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з АВПТ.
6.7. Чотири превентори, у тому числі один з трубними плашками, один превентор зі зрізуючими плашками і один універсальний, установлюються на усті у випадках:
а) розкриття пластів з аномально високим пластовим тиском та об'ємним вмістом сірководню більше 6 %;
б) на всіх морських свердловинах.
6.8. Відхилення від вимог пунктів 6.4 - 6.7 глави 6 розділу V цих Правил у обв'язці противикидним обладнанням устя свердловин, що буряться, допускаються за погодженням зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та територіальним органом Держгірпромнагляду за умови надання підприємством вичерпного обґрунтування.
6.9. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватись на спеціальних опорах, не спрямовуватись у бік виробничих і побутових споруд та мати нахил від устя свердловини.
Довжина ліній повинна бути:
а) для нафтових свердловин з газовим фактором менше 200 м3/т - не менше ніж 30 м;
б) для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м3/т, газових і розвідувальних свердловин - не менше ніж 100 м.
Повороти викидних ліній превенторної обв'язки допускаються в окремих випадках із застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм, попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превенторної установки.
Лінії і встановлена на них запірна арматура повинні мати внутрішній діаметр, однаковий з внутрішнім діаметром відводів хрестовини. Після блока засувок допускається збільшення їх діаметра не більше ніж на 30 мм.
Відстань від кінців викидного маніфольда до всіх комунікацій і споруд, які не належать до об'єктів бурової установки, повинна бути не менше ніж 100 м для всіх категорій свердловин. Відстань кінця викидного маніфольда від діючих нафтових свердловин - не менше ніж 50 м, відповідно для газових - не менше ніж 100 м.
Для свердловин, що споруджуються з насипної основи та обмежених площадок, довжина ліній від блоків глушіння і дроселювання повинна встановлюватись підрядником за погодженням із замовником, спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та територіальним органом Держгірпромнагляду.
6.10. На свердловинах, де очікуваний тиск на усті перевищує 700 кгс/см2(70 МПа), установлюється заводський блок з трьома дроселями, що регулюються - два з дистанційним і один з ручним керуванням.
У всіх інших випадках установлення дроселів, що регулюються, з дистанційним керуванням виконується залежно від конкретних умов та вирішується керівництвом підприємства при затвердженні в установленому порядку схеми обв'язки і встановлення противикидного обладнання.
6.11. Манометри, які встановлюються на блоках дроселювання та глушіння, повинні мати верхню межу діапазону вимірів, що на 33 % перевищує тиск сумісного опресування обсадної колони та противикидного обладнання.
Система нагнітання гідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса при досягненні в ній номінального робочого тиску.
6.12. Противикидне обладнання повинне збиратись з вузлів і деталей, які виготовлені за відповідною технічною документацією.
Допускається застосування окремих деталей і вузлів, виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до технічних умов, при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти.
Застосування даних деталей і вузлів не повинно знижувати надійність противикидного обладнання.
6.13. Для управління превенторами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти.
Основний пульт керування - на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини у зручному і безпечному місці.
Допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів.
6.14. Штурвали для ручної фіксації плашок превенторів повинні бути встановлені в легкодоступному місці, мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів, контрольні мітки і кількість обертів, необхідних для закриття превентора, порядковий номер кожного превентора знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка із зазначенням допустимого тиску для устя свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.
6.15. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати три кульових крани. Один установлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником, другий - на аварійній трубі, третій - у резерві.
Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.
6.16. Превентори разом з хрестовинами та корінними засувками до встановлення на устя свердловини опресовуються водою на робочий тиск, зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ОП на робочий тиск визначаються за погодженням з територіальним органом Держгірпромнагляду. Після ремонту, пов'язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпуса, превентори опресовуються на пробний тиск.
Превентор із зрізуючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках, а працездатність превентора перевірена шляхом відкриття і закриття плашок.
6.17. Після монтажу противикидного обладнання або спуску чергової обсадної колони, у тому числі потайної, до розбурювання цементного стакана противикидне обладнання до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинне бути опресоване на тиск опресування обсадної колони. Після спуску експлуатаційної колони противикидне обладнання опресовується повітрям, у всіх інших випадках опресовується водою.
Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск:
а) 50 кгс/см2(5 МПа) - для противикидного обладнання, розрахованого на тиск до 210 кгс/см 2 (21 МПа);
б) 100 кгс/см2(10 МПа) - для противикидного обладнання, розрахованого на тиск вище 210 кгс/см 2 (21 МПа).
6.18. Після монтажу та опресування противикидного обладнання сумісно з обсадною колоною, опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
6.19. Плашкові превентори повинні періодично перевірятись на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством.
6.20. При заміні деталей превентора або одного з вузлів противикидного обладнання, що вийшли з ладу, зміні плашок превенторна установка підлягає додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони.