Буріння і кріплення нафтових і газових свердловин
1 . Загальні положення
Роботодавець забезпечує проведення буріння свердловин відповідно до проектної документації.
У разі виявлення невідповідності фактичного пластового тиску проектному в проектну документацію на будівництво свердловини негайно повинні бути внесені необхідні корективи за узгодженням з організацією, що затвердила цю документацію.
Експлуатування бурового устаткування та інструменту
Крім випадків, обумовлених НПАОП 11.1-1.01-08, вежу слід перевіряти після шторму зі швидкістю вітру понад 25 м/с згідно з НПАОП 74.2-1.02-90 та Єдиними технічними правилами ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових, газових і газоконденсатних родовищах, затвердженими постановою Мінгазпрому, Міннафтопрому, Мінгео СРСР від 17 грудня 1982 року № 11.
На МНГО при швидкості вітру 17 м/с і вище повинні бути припинені СПО, а якщо інструмент знаходиться за пальцем, то талева система повинна бути примусово навантажена на 10- 15 тонн.
Приготування і дегазація промивальної рідини
Г устина промивальної рідини в інтервалах сумісних умов буріння повинна відповідати умовам НПАОП 11.1-1.01-08.
Поглиблення свердловини в таких умовах повинно здійснюватись за спеціальним планом із комплексом заходів щодо запобігання газонафтоводопроявам.
Кріплення свердловини
Кріплення свердловини необхідно виконувати згідно з проектною документацією на спорудження свердловини, планом робіт та вимогами НПАОП 11.1-1.01-08.
Допускається цементування свердловин на МНГО не у блок-
модульному виконанні з судна при хвилюванні моря до трьох балів. У цьому
разі нагнітальний трубопровід у місці переходу з кранового судна на МНГО повинен мати можливість вільного переміщення, щоб уникнути його руйнування при хвилюванні моря.
Цементування свердловини необхідно проводити в денний час. У разі вимушеного цементування свердловини в темний час доби роботи проводяться за умови виконання вимог освітленості згідно з ДБН В.2.5-28:2006.
Буріння свердловини
Буріння свердловини необхідно виконувати, враховуючи вимоги НПАОП 11.2-1.18-82 і НПАОП 11.1-1.01-08.
Устя свердловини повинно бути обладнане ОП, робочий тиск якого відповідає очікуваному тиску на усті свердловини при закритті його під час фонтанування за схемою.
Буріння свердловини із морської стаціонарної платформи
Буріння свердловини на МСП, не передбаченої раніше проектною документацією, здійснюється за новою проектною документацією.
У разі появи ознак входження у зону з АВПТ (збільшення механічної швидкості, об’єму промивальної рідини, газопроявлення) необхідно припинити буріння.
Одночасне буріння, видобування і ремонт свердловин
Допускається на МСП одночасне буріння двома буровими установками:
двох розвідувальних (пошукових) свердловин до початку буріння експлуатаційних свердловин;
експлуатаційної і розвідувальної свердловини з метою уточнення характеристики продуктивного горизонту, на який буряться експлуатаційні свердловини. Допускається буріння свердловини другою буровою установкою після спуску кондуктора і обладнання превентором устя свердловини, що буриться першою буровою установкою.
Забороняється одночасно пересувати підвежові портали двох бурових установок. До початку пересування підвежового порталу всі виступаючі під ним елементи обладнання (шурф ведучої труби, рознімна воронка ОП тощо) повинні бути демонтовані. Кабельні лінії і технологічні трубопроводи від’єднуються.
Пересування порталу здійснюється при швидкості вітру не більше 12 м/с. Буровий інструмент із-за пальців складається на містки, устя свердловини огороджується.
Після установки бурового верстата на точку буріння підвежовий портал надійно закріплюється на направляючих.
У разі буріння двома буровими установками куща похило спрямованих свердловин він повинен бути розбитий на дві групи, в кожній із яких необхідно визначити послідовність буріння. Забороняється паралельне буріння двома буровими установками з відхиленням вибоїв від вертикалі за азимутом менше 20°.
Під час буріння куща свердловин двома буровими установками допускається з'єднання їх циркуляційних систем за умови, що об’єм кожної циркуляційної системи і параметри промивальної рідини відповідають проектній документації для конкретного інтервалу. Кожна бурова установка повинна мати робочу і доливну місткості.
Допускається одночасний ремонт свердловини, що входить в одну групу свердловин на платформі, і буріння свердловини, що знаходиться в іншій групі.
Під час ремонту свердловини на МСП, пов'язаної з
розходжуванням або натягуванням бурильної колони, роботи на свердловині, що буриться, повинні бути припинені і вжиті заходи щодо можливих
ускладнень.
Під час освоєння однієї зі свердловин куща роботи на
свердловині, що буриться, повинні бути припинені та вжиті заходи щодо можливих ускладнень. Також необхідно припинити роботи із поточного та капітального ремонту будь-якої іншої свердловини.
Забороняється експлуатування свердловин з міжколонними тисками відповідно до Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості України, затверджених Держгірпромнаглядом України від 06 травня 2008 року № 95, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02 червня 2008 року за № 497/15188 (НПАОП 11.1-1.01-08).
Буріння свердловин із ПБУ
Заборонено із ПБУ бурити свердловини на родовищах, у продукції яких є сірководень.
У разі буріння розвідувальної свердловини і появи сірководню в промивальній рідині, що виходить із неї, слід негайно зупинити буріння, загерметизувати устя свердловини.
Швартування суден до ПБУ необхідно проводити за допомогою швартових канатів (тросів), що подаються із ПБУ.
Не допускається швартування суден, приймання і передача вантажів під час встановлення ПБУ на точку буріння.
В аварійній ситуації необхідно діяти згідно з розкладом тривог і вживати необхідних заходів щодо ліквідації аварійної ситуації.
До настання періоду утворення і дрейфу льодових полів роботодавець, що експлуатує ПБУ, повинен своєчасно вивести ПБУ з небезпечного району.
У разі утворення грифона під ПБУ і виникнення небезпеки для установки необхідно вжити термінових заходів щодо аварійного зняття з точки буріння, а для НПБУ (БС) - щодо аварійного від'єднання від устя свердловини і відходу убік.
Формування підводного устя свердловини
Забороняються роботи із формування устя свердловини без стабілізації (орієнтації) ПБУ на точці буріння.
Встановлення опорної плити на стулках спайдерного майданчика необхідно проводити так, щоб центр плити збігався із віссю інструменту, що спускається (із центром ротора).
Забороняється перебування робітників на стулках спайдерного майданчика при їх переміщенні. Робітники повинні бути виведені за леєрні огорожі.
Працювати на превенторному (спайдерному) майданчику потрібно у рятувальних жилетах.
Опорну плиту необхідно встановлювати на рівну поверхню дна моря з нахилом не більше 3°.
Занурення опорної плити слід проводити з використанням компенсатора качання (телескопічного або встановленого на вежі) для забезпечення плавної посадки плити на ґрунт і запобігання удару.
Блок ПГУ необхідно заздалегідь випробувати на стенді ПБУ на робочий тиск. Безпосередньо перед спуском після установки колекторів керування слід провести контрольну перевірку на функціонування превенторів і стикувальних муфт ПГУ і морського стояка.
Занурення блока ПГУ і морського стояка необхідно проводити за умови вертикального переміщенні ПБУ не більше ніж на 1,5 м.
Під час занурення морського стояка з ПГУ і посадки компоновки на устя свердловини компенсатор бурильної колони повинен бути відрегульований на підтримку від 80 % до 90 % ваги морського стояка.
Посадку ПГУ на підводне устя свердловини необхідно проводити при включеному компенсаторі бурильної колони, контролюючи процес за допомогою підводної телевізійної камери (або водолазів).
Після занурення морського стояка з ПГУ необхідно після з'єднання корпусу дивертора з розчинопроводом перевірити його на герметичність.
Буріння свердловин із самопідйомної плавучої бурової установки
Забороняється переміщувати підвежовий портал під час перебування СПБУ на плаву.
Занурення і підйом корпусу, витягування і занурення опорних
колон повинні проводитися за наявності крену і диферента, що не
перевищують допусків, встановлених інструкцією з експлуатації СПБУ.
Попереднє занурення опорних колон в ґрунт необхідно
проводити до виходу корпусу СПБУ з води, а остаточне занурення - після підйому корпусу над рівнем моря не більше 1 м для чотирьохопорної СПБУ і на 3 м - для трьохопорної СПБУ.
Забороняється починати буріння свердловини у разі відсутності на СПБУ противикидного обладнання та колонної головки.
Якщо стовбур свердловини не ліквідується, то після завершення буріння повинен бути встановлений блок-кондуктор або підводне обладнання устя свердловини.
Відводити СПБУ, коли є блок-кондуктор, можна тільки під час хвилювання моря до одного бала і швидкості вітру не більше 4 м/с за наявності не менше трьох буксирів.
За наявності рейдових бочок і системи швартових лебідок дозволяється відводити СПБУ під час хвилювання моря до трьох балів і швидкості вітру до 10 м/с. Якщо свердловина ліквідована, то дозволяється при вищезгаданих параметрах хвилювання моря зняття СПБУ за наявності необхідної кількості буксирів розрахункової потужності й одного резервного.
Після перекладення корпусу з робочого положення в транспортне за необхідності повинно проводитися додаткове диференціювання корпусу СПБУ до значень крену і диферента, що обумовлено у специфікації СПБУ.
За наявності в місці встановлення СПБУ постійних донних течій зі швидкістю більше 0,5 м/с, а також у випадку заглиблення нижнього максимального перетину башмака опорної колони в ґрунт на глибину менше 2 м роботодавець зобов’язаний організувати після заглиблення опорних колон їх щоденний водолазний огляд. Якщо після закінчення трьох діб не буде виявлено підмиву опор, то надалі водолазний огляд слід проводити не рідше одного разу у квартал.
Після встановлення СПБУ на колони необхідно через тиждень, потім через місяць, а у разі тривалих стоянок - не рідше двох разів на рік проводити перевірку несучої здатності ґрунту під колонами за допомогою включення гідросистеми і підйому корпусу на висоту до 1 м.
Після перевірки несучої здатності ґрунту корпус слід опустити в попереднє положення. Аналогічний контроль повинен здійснюватися після кожного шторму зі швидкістю вітру більше 29 м/с і хвилями заввишки більше 8,5 м.
Для СПБУ, занурення опорних колон яких проводиться тільки за рахунок прийому баласту, після встановлення на точку буріння необхідно через тиждень, потім через місяць і надалі щокварталу проводити перевірку несучої здатності ґрунту під опорними колонами шляхом закачування баласту в танки платформи для створення навантаження, що перевищує робоче на 25 %. Такий самий контроль повинен здійснюватися після шторму зі швидкістю вітру більше 29 м/с і хвилями заввишки більше 8,5 м.
У разі появи ознак підмиву опор роботодавець повинен організувати евакуацію людей, залишивши на СПБУ необхідну кількість членів екіпажу для усунення аварійної ситуації, згідно з планом ліквідації аварій.
Буріння свердловин із НПБУ
Між суднами, що здійснюють заведення якорів, і якірними постами НПБУ повинен здійснюватися радіозв'язок.
Після заведення якорів НПБУ повинна бути занурена баластуванням до необхідного робочого осідання та орієнтована в заданому положенні над устям свердловини.
Заборонено швартові операції, навантаження, розвантаження і переміщення вантажів під час баластування НПБУ.
У процесі бурових робіт під час орієнтації НПБУ бурові роботи повинні бути припинені.
Буріння свердловин із бурових суден
Під час буріння та виконання інших технологічних операцій необхідно здійснювати постійний контроль за положенням судна над свердловиною, горизонтальними переміщеннями судна і кутом нахилу морського стояка.
У разі посилення хвилювання моря і вітру, коли переміщення судна над точкою буріння виходить за допустимі межі, а також у разі появи дрейфуючих крижаних полів буріння необхідно припинити і провести розстикування морського стояка від устя для відходу БС та вжити заходів, щодо забезпечення повторного введення бурильного інструменту в свердловину в разі повернення БС на точку.
При перших ознаках газонафтоводопроявів необхідно герметизувати устя свердловини і вжити заходів щодо її глушіння.
На судні повинно бути організоване спостереження за можливими виникненнями грифонів. У випадку виникнення грифонів навколо розміщення БС і створення загрози для БС необхідно терміново вжити заходів щодо відходу БС з точки буріння.
За необхідності відходу від підводного устя свердловини у випадку, коли свердловиною розкриті пласти з аномально високим пластовим тиском (АВПТ) або продуктивні горизонти, герметизацію устя необхідно проводити за умови перебування бурильного інструменту в башмаку останньої обсадної колони.
Випробування свердловин
Роботи із випробування свердловини повинні проводитися згідно з вимогами НПАОП 11.1-1.01-08 та робочим проектом на спорудження свердловини.
Під час випробування свердловини поблизу МНГО повинно постійно чергувати пожежне судно.
За наявності блока спалювання перед початком випробування слід включити систему водяного зрошування (завіси) корпусу МНГО біля блока пальників і підпалити черговий факел пальників.
Продукцію випробування свердловин необхідно подавати у пристрій для спалювання, розташований із підвітряної сторони МНГО.
У разі відсутності на МНГО блока спалювання продукція випробування свердловини повинна бути направлена у спеціальні місткості.
Облаштування, експлуатування і ремонт свердловин із підводним закінченням
Загальні положення
Устьове устаткування при підводному закінченні свердловини повинно забезпечувати вимірювання тиску і температури та передачу даних за допомогою морського кабелю або радіосигналу на берег, судно обслуговування чи МСП.
У разі виникнення аварійної ситуації повинна бути передбачена можливість автоматичного або за командою оператора приведення в дію глибинного внутрішньосвердловинного клапана-відсікача, що припинить подачу флюїду зі свердловини. Керування може здійснюватись за допомогою гідравлічного, електричного або електрогідравлічного пристрою.
З метою підводного розміщення устьового і технологічного устаткування свердловини необхідно передбачити встановлення донної опорної плити.
Монтаж блока підводного противикидного устаткування
Занурення блока ППУ і морського стояка необхідно проводити за умови вертикального переміщення ПБУ не більше ніж на 1,5 м.
Компенсатор бурильної колони для занурення морського стояка з ППУ і посадки компоновки на усті свердловини повинен бути заздалегідь відрегульований на підтримання 80-90 % ваги морського стояка.
Під час занурення блока ППУ через 8-10 м необхідно закріпити шлангокабель керування за допомогою хомутів до ліній глушіння і дроселювання або до натяжних канатів.
Після нарощування кожної секції проводити опресування ліній глушіння і дроселювання на тиск опресування ліній ППУ.
Посадку ППУ на підводне устя свердловини слід виконувати при включеному компенсаторі бурильної колони, контролюючи процес за допомогою підводної телевізійної камери.
Заборонено з’єднувати або роз'єднувати кабельні з'єднання, що перебувають під напругою.
Заборонено включати лампи над водою при функціональній перевірці складових частин підводної телевізійної системи.
Після приварювання перехідника з кільцем до колони у разі її заглиблення перехідник із кільцем повинен установлюватися на глибині від 3 м до 5 м нижче дна моря.
Занурення і збирання підводної фонтанної арматури
Установлення монтажної рами (з устаткуванням) на опорну
плиту повинно здійснюватися за допомогою плавучого крана після закінчення бурових робіт.
Установлене фонтанне устаткування необхідно закривати захисним каркасом для запобігання механічним пошкодженням. Конструкція захисного каркаса має передбачити можливість водолазного обслуговування устьового устаткування.
Збирання ПГС і обв'язки необхідно здійснювати на береговій базі і після гідравлічного випробування єдиним блоком за участю водолазів- операторів на «водолазній» глибині моря монтувати на донній опорній плиті.
На глибинах понад 60 м необхідно використовувати робототехнічні засоби з управлінням із НПБУ або БС.
Під час формування підводного устя і приєднання викидних трубопроводів та тяг управління до устя свердловини необхідно передбачити відповідну компенсацію теплового розширення трубопроводу і тяг управління.
Організація каналів зв'язку системи керування підводним
закінченням свердловини
При віддалі в межах 2-3 км необхідно використовувати електрогідравлічні системи керування ПГУ свердловин.
У разі експлуатації свердловин із тиском понад 100 МПа і температурою близько 150С необхідно використовувати повністю електричні системи управління ПГУ.
Ремонт і дослідження свердловин з підводним закінченням
Допуск до вибою приладів необхідно здійснювати за допомогою:
стального каната, який спускається із судна обслуговування або із бурового судна всередині розтягнутого за допомогою натяжного пристрою стояка (райзера), що кріпиться до верхньої частини фонтанної арматури;
гідравлічного просування інструментів із палуби судна обслуговування або ПБУ через викидний трубопровід і клапани фонтанної арматури.
Ремонт устьового обладнання на малих глибинах дозволяється виконувати водолазам згідно з НПАОП 45.24-1.06-81, на глибинах понад 60 м - маніпуляторами.
Укладання і під'єднання шлангокабелю
Під час укладання кабелю опорна морська геодезична мережа повинна складатися не менше ніж із трьох опорних пунктів.
Опорні пункти можуть бути розташовані на узбережжі, водній поверхні, у товщі води і на морському дні.
Після укладення кабелю між двома рейдовими бочками сигнально-технологічні буї разом із якорями і бриделями повинні по черзі переставлятися на трасу між подальшими рейдовими бочками.
Автоматизація процесу видобування
Обслуговування ПГУ відкритого типу повинні проводити в ручному режимі оператори-водолази або дистанційно - з поверхні, за допомогою блока дистанційного керування з використанням гідравлічної, електрогідравлічної чи електричної системи.
Пульт керування устьовим устаткуванням під час видобування вуглеводнів і протиаварійного захисту повинен установлюватися на судні обслуговування, технологічній платформі (чи на МСП) або на березі.
Свердловина повинна бути обладнана внутрішньосвердловинним клапаном-відсікачем, що автоматично відсікає свердловину у разі виникнення аварійної ситуації.
Система керування фонтанною арматурою повинна передбачати можливість дистанційного керування.
Подачу сигналів в аварійній ситуації необхідно здійснювати по спеціальній кабельній лінії (шлангокабелю) із судна обслуговування.
Вимоги до устаткування свердловин, розташованих в
акваторіях морів з льодовим покриттям
Фонтанну арматуру свердловини в акваторіях морів з можливим льодовим покриттям необхідно розміщувати у заглибленнях на дні моря або використовувати спеціальні вставки (кесони).
У разі утворення повного льодового покриття і неможливості виконання робіт із судна обслуговування свердловина повинна бути дистанційно відключена і не експлуатуватися до настання сприятливих погодних умов.
Експлуатування нафтових і газових родовищ
Загальні положення
Допускається одночасне буріння нових і експлуатування видобувних свердловин на МСП.
Обслуговування видобувних свердловин на МСП повинні здійснювати не менше ніж два оператори.
Видобування нафти і газу
Газові свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, на
кущових МСП повинні бути обладнані внутрішньосвердловинним клапаном- відсікачем і фонтанною арматурою з надкорінною засувкою з дистанційним керуванням.
Нафтові свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, на кущових МСП повинні бути обладнані пакером, циркуляційним клапаном, внутрішньосвердловинним клапаном-відсікачем та фонтанною арматурою з дистанційним керуванням.
При багаторядному розташуванні свердловин на платформі забороняється прокладання трубопроводів від видобувних свердловин між рядами свердловин.
Трубопроводи повинні бути жорстко закріплені і мати відповідне маркування тиску і розпізнавальне забарвлення.
З метою попередження проявів статичної електрики наповнення через трубопровід місткостей зберігання пально-мастильних матеріалів необхідно забезпечити «під рівень».
Збирання, зберігання і транспортування нафти та газу
У випадках виникнення на об'єктах збору, підготовки і транспортування нафти і газу аварійних ситуацій технологічні процеси повинні бути негайно зупинені.
Зібрані флюїди із запобіжних клапанів на технологічному устаткуванні слід направляти у спеціальну місткість (каплезбірник).
Продування, розряджування та прокачування комунікацій і свердловин слід здійснювати через блок продування з насосним відкачуванням рідини. Г аз продування повинен подаватися в газовідвід.
У разі вмісту сірководню в природному газі понад 0,6 % об. заборонено експлуатування свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання.
Конструкція фонтанної арматури повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від датчиків високого і низького тиску, що встановлені на вході в шлейф.
Підготування нафти і газу
На спеціально обладнаних нафтозбірних МНГС допускається