Раздел 3. Бурение нефтяных и газовых скважин

105. При бурении разведочных (поисковых) скважин производится прогнозирование пластового давления.

106. Проект на бурение куста наклонно-направленных скважин предусматривает нумерацию всех скважин, размещение устьев скважин на платформе, привязку их к проектным положениям забоев, очерёдность бурения.

107. По окончания строительства МСП бурение скважин допускается после уточнения местоположения и ориентации платформы маркшейдерской службой и внесения корректив в проектные параметры наклонных скважин в случае выявления существенных отклонений в фактическом местоположении или ориентации платформы.

108. При необходимости бурения скважин на МСП, не предусмотренной ранее проектом, проводка ее осуществляется по проекту, рассмотренному и утвержденному в установленном порядке.

109. Испытание вышек на статические нагрузки на МСП допускается по технологическому регламенту.

110. При сварочных работах над устьем пробуриваемых, эксплуатирующихся нефтяных и газовых скважин у МСП дежурит пожарное судно.

Параграф 2. Предупреждение встречи стволов скважин
111. Проектом бурения куста наклонно-направленных скважин предусматривается очередность бурения скважин, определяемая глубинами зарезки наклонных стволов, - от минимальной до максимальной.

112. На участке искривления зона вокруг ствола скважины с радиусом 3,5 м и менее опасна с точки зрения встречи стволов.

При появлении признаков вхождения в опасную зону прекратить бурение и все дальнейшие работы производятся под руководством ответственного лица контроля по разработанному плану.

113. Разрешение на бурение каждой последующей скважины выдается главным геологом, осуществляющим контроль ведения буровых работ после построения уточненных горизонтальных и вертикальных проекций ранее пробуренных скважин.

Перед бурением новых скважин на кусте, устанавливаются на устья расположенных пробуренных скважин устанавливаются приборы (шумомеры) для фиксации контактов долота и бурильного инструмента с обсадными колоннами.

Параграф 3. Предупреждение нефтегазовых выбросов

и открытого фонтанирования
114. Устье скважины оборудуется установленной проектом превенторной установкой в соответствии с конструкцией скважины и видом проводимой работы.

115. На МСП имеется паспорт на устанавливаемое противовыбросовое оборудование (далее - ПВО), руководство по его эксплуатации, типовая схема обвязки ПВО.

116. Опрессовка обсадных труб до спуска в скважину к обсадным колоннам с ПВО и его манифольдом производится на ожидаемое давление при закрытии устья скважины при открытом фонтанировании с коэффициентом 1,1.

Другие условия испытания обсадных колонн и цементного кольца в процессе строительства скважин обеспечиваются согласно технологическому регламенту по испытанию скважин на герметичность.

Результаты опрессовки оформляются актом.

117. Эксплуатационная колонна перед перфорацией оборудуется крестовиной фонтанной арматуры и превенторной установкой с глухими плашками.

При оборудовании устья скважины применение колонных головок и элементов обвязки на сварке не допускается.

118. Прочность промежуточных колонн и установленных на них превенторных установок обеспечивает закрытие устья скважины при открытом фонтанировании.

119. На МСП предусматривается площадка для хранения и осмотра противовыбросового оборудования, хранения запорной арматуры и инструмента, оснащенная грузоподъемным средством.

120. Для фиксации противовыбросового оборудования на устье скважины применяются съемные стяжные винты.

Фиксация противовыбросового оборудования на устье распорками и на сварке не допускается.

121. Крепление линии манифольда противовыбросового оборудования к опорам и стойкам производится хомутами на болтах (без применения сварки). Расстояние между опорами не более 4 м.

122. На МСП обеспечивается постоянная высота линий манифольда превенторов, определяемая из условия установки последнего фланца колонной головки на высоте 0,5 м от настила.

123. Манифольд ПВО размещается на верхнем ярусе.

124. Группа задвижек на линиях манифольда противовыбросового оборудования и сам манифольд располагают в легкодоступных местах, обеспечивающих удобство их обслуживания и замены.

125. Коммуникации управления противовыбросовым оборудованием располагаются на МСП таким образом, чтобы исключалось возможность их повреждения.

126. Дистанционное управление превенторами осуществляется с поста бурильщика и пульта, устанавливаемого на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и расположенного в удобном и доступном месте на пути эвакуации персонала к спасательным средствам.

127. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются на расстоянии не менее одного метра с наружной стороны контура подвышечного портала.

128. В процессе подъема инструмента обеспечивается долив бурового раствора в скважину и количественный контроль над заполнением скважины, с целью подержания постоянного уровня бурового раствора.

129. При бурении нефтегазонасыщенных пластов под ведущей трубой устанавливается шаровый кран.

130. При начале газонефтепроявлений, открытого фонтанирования скважины принимаются меры по срочному закрытию превенторов, вызову пожарных и спасательных судов и военизированной аварийно – спасательной службой (далее – АСС) по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов, отключению электрооборудования и огнедействующих аппаратов в загазованной зоне, приведению в действие систем орошения скважин и лафетных стволов.

Параграф 4. Бурение двумя буровыми установками
131. На МСП допускается устанавливать не более двух буровых установок.

132. Бурение скважины второй буровой установкой допускается после спуска кондуктора и оборудования превентором устья скважины, бурящейся другой буровой установкой.

133. При бурении двумя буровыми установками куст наклонно-направленных скважин разбит на две группы, в каждой из которых обеспечивается очередность бурения, оговоренная пунктом 114 настоящих Требований.

134. При бурении двумя буровыми установками параллельное бурение со сходным отклонением забоев от вертикали по азимуту менее 20º не допускается.

135. При бурении куста скважин двумя буровыми установками допускается соединение их циркуляционных систем при условии, что полезный объем каждой циркуляционной системы соответствует требованиям пункта 153 настоящих Требований.

136. При расхождении прихваченного инструмента, тампонаже, перфорации, освоении или перемещении подвышечного портала на одной из скважин работы на другой бурящейся скважине прекращаются с принятием мер против возможных осложнений, прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту на другой скважине.

137. В случае нефтегазопроявлений на одной их бурящихся скважин, ликвидация которых производится с применением противовыбросового оборудования, все работы на другой буровой установке прекращаются с принятием мер против возможных осложнений.

Глава 2. Буровое оборудование

Параграф 1. Вышка и подвышечный портал (постамент)
138. Конструкция вышки обеспечивает надежность ее крепления к порталу (постаменту) и эксплуатацию без оттяжек.

139. Внутри вышки устанавливаются два стояка манифольда буровых насосов.

140. Буровая установка оснащается комплексом механизмов автоматического спуска и подъема. Балкон вышки оборудуется устройством для срочной эвакуации рабочего и переговорным устройством.

141. Подвышечный портал (постамент) обеспечивает возможность фиксированной установки ротора, обеспечивающей установленную технологическим регламентом высоту его над настилом рабочей площадки.

142. Высота подвышечного портала обеспечивает безопасность и удобство работ по обслуживанию и эксплуатации противовыбросового оборудования, установленного в соответствии с проектом.

143. Противовес якорного каната, контргрузы машинных ключей, шурфовые направления для ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб размещаются таким образом, чтобы не мешать производству работ над порталом (постаментом). Противовес и контргрузы имеют защитные ограждения.

144. Подвышечный портал (постамент) оборудуется переходными площадками и трапами к оборудованию циркуляционной системы, приемному мосту и аварийным выходам.

Под порталом предусматриваются переходные площадки с перилами для удобства монтажа и обслуживания противовыбросового оборудования.

145. Для монтажа, демонтажа и ремонта растворопроводов подвышечный портал (постамент) оборудуется пешеходной дорожкой с перильными ограждениями.

146. Подвышечный портал снабжается грузоподъемным устройством для перемещения и монтажа противовыбросового оборудования.

147. При многорядном бурении куста скважин в конструкции подвышечного портала предусматриваются устройства, обеспечивающие его перемещение по направляющим в продольном и поперечном направлениях.

148. Направляющие перемещения подвышечного портала оборудуются на концах упорами и конечными выключателями.

149. Система гидроуправления перемещением подвышечного портала в продольном и поперечном направлениях имеет блокировку, исключающую возможность одновременного включения перемещения портала в обоих направлениях.

150. Размещение пультов управления перемещения подвышечного портала обеспечивает удобство их обслуживания и обзор за процессом перемещения.

1) фиксируемая лестница для подъема на штабели труб;

2) металлические стойки стеллажей, предохраняющие трубы от раскатывания;

3) ограждения стеллажей по длине труб, предохраняющие падение работающего на штабеле труб;

4) не менее двух проходов на приёмный мост с торцевых сторон стеллажей.

152. Трубы со стеллажей подаются на приемный мост с помощью стреловых кранов, установленных на платформе. Скатывание труб со стеллажей на приемный мост не допускается.

При бурении скважин предусматривается однократный от объема скважины запас промывочной жидкости, участвующий в циркуляции, запас глинопорошка, химреагентов и утяжелителя; время создания этого запаса и его объем предусматривается в проекте на строительство скважины и указано в геолого-техническом наряде и технологическом регламенте.

154. Циркуляционная система на портале буровой установки снабжается:

1) системой контроля уровня бурового раствора в приемных емкостях, показывающий прибор, который устанавливается в поле зрения бурильщика;

2) системой постоянного контроля о наличии газа в буровом растворе, выходящим из скважины; сигнализация о появлении газа устанавливается на посту бурильщика и центральном посту управления;

3) системой дегазации бурового раствора, включаемой при первых признаках появления газа в буровом растворе.

155. Уклон растворопровода циркуляционной системы обеспечивает поток бурового раствора самотеком от устья скважины в сторону очистных устройств.

157. Места установки запорной арматуры на трубопроводах пневмотранспортной системы, расположенных на высоте, оборудуются площадками обслуживания с перильными ограждениями и трапами (лестницами).

158. Днища бункеров хранения, бункер - весов и разгрузочных бункеров оборудуются аэрирующими устройствами.

159. На бункерах хранения, бункер - весах и разгрузочных бункерах предусматриваются быстрооткрывающиеся люки-лазы.

160. Крышка люка-лаза имеет уплотнения и фиксирующие устройства в открытом положении.

161. Для обслуживания, ремонта и эксплуатации бункеров хранения, бункер - весов и разгрузочных бункеров устанавливаются трапы, ведущие от люка-лаза к днищу бункера.

162. На трубопроводах пневмотранспортной системы указывается направление движения продукта или воздуха.

163. На трубопроводах пневмотранспортной системы в местах возможных отложений порошкообразного материала и образования пробок устанавливаются продувочные клапаны с подводом сжатого воздуха.

Внутри корпуса продувочного клапана устанавливается аэрирующее устройство.

164. Системы трубопроводов подачи цемента и отвода отработанного воздуха имеют возможность продувки воздухом после завершения работ во избежание попадания цемента в буровой раствор для предотвращения закупоривания трубопроводов.

165. Вывод отработанного воздуха от циклонов производится с одной из противоположных сторон МСП в зависимости от направления ветра под настил нижнего яруса.

166. Компрессорная установка системы пневмотранспорта снабжается системой автоматики, обеспечивающей защиту компрессора от аварии, отключение электродвигателя и одновременную подачу светового и звукового сигналов.

В ПОР указывается порядок производства работ, меры по безопасности, лица контроля, обеспечивающие безопасность работ.

168. Допускается одновременное бурение и эксплуатация скважин на МСП при соблюдении следующих требований:

1) фонтанные скважины оборудуются комплектом внутрискважинного и устьевыми клапанами - отсекателями;

2) газлифтные скважины оборудуются устьевыми и линейными клапанами - отсекателями.

169. Схема и условия обвязки устья скважины определяются проектом.

170. Каждая осваиваемая и эксплуатируемая скважина на МСП имеет возможность подключения через отводы, имеющие запорные устройства, к распределительному трубопроводу. На отводах трубопроводов устанавливаются обратные клапаны. Каждый ряд скважин имеет свой распределительный трубопровод.

171. Распределительные трубопроводы и запорные устройства рассчитываются на максимальное давление, ожидаемое на устье при эксплуатации скважины.

172. На линии присоединения распределительного трубопровода к манифольду насосов для глушения скважины устанавливаются запорные устройства.

173. Между запорными устройствами устанавливаются манометры для контроля давления.

174. Рабочая площадка вокруг скважины при освоении, эксплуатации, капитальном или текущем ремонте не загромождается излишним оборудованием и материалами.

175. Трубопроводы на МСП объединяются в группы и прокладываются в одной плоскости. Пересечение трубопроводов допускается в исключительных случаях, обоснованные проектом.

176. На МСП для обслуживания фонтанных арматур предусматриваются разборные площадки, регулируемые на высоте.

177. После демонтажа блок - модулей бурового оборудования на МСП монтируется блок-модуль для глушения эксплуатационных скважин.

179. Подготовительные работы для проведения прострелочных и взрывных работ проводятся по ПОР, утвержденному оператором, с таким расчетом, чтобы обеспечить спуск перфоратора и торпеды в скважину и непосредственный первый отстрел перфоратора или взрыв торпеды в светлое время суток.

Допускается выполнение этих работ с наступлением темноты при обеспечении освещения рабочих мест и опасной зоны в соответствии с установленными нормами. Освещение подготавливается до начала работ в соответствии с ПОР.

180. Не допускается вызов притока в ночное время.

181. Перед перфорацией скважины на МСП проверить наличие пропусков в обвязке устьев всех скважин на МСП. Обнаруженные пропуски ликвидируются.

182. До перфорации скважина заполняется буровым раствором, устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством с дистанционным управлением.

183. В дополнение к Требованиям промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений, утвержденные приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 29 декабря 2008 года № 219, при перфорации обеспечивается:

1) присутствие у МСП пожарного и спасательного судна;

2) наличие на МСП для фонтанных скважин комплекта линейных и внутрискважинного клапана - отсекателя с пакером.

184. Площадка, на которой смонтировано оборудование для опробования скважины, имеет хорошую естественную вентиляцию.

185. В период перфорации скважины не допускается проведение буровых и огневых работ. При этом принимаются меры по предотвращению возможных осложнений в бурящихся скважинах. Не допускается проведение текущего и капитального ремонта на эксплуатационных скважинах и подход к МСП судов обслуживания.

186. Насосно-компрессорные трубы до спуска в скважину прошаблонируются и опрессовываются. По результатам опрессовки составляется акт.

188. Работоспособность внутрискважинных и линейных клапанов - отсекателелей проверяется по графику в соответствии с руководством по эксплуатации на эти клапана.

189. На каждой фонтанной скважине осуществляется контроль давления в затрубном, кольцевом, трубном и межколонном пространствах скважины. На МСП предусматривается комплект образцовых манометров.

190. Допускается поддержание искусственного давления в затрубном пространстве запакерированных скважин для предотвращения пропусков в резьбовых соединениях. При распакеровке и повышении давления в затрубном пространстве принимаются меры к глушению и перепакеровке скважины.

191. При эксплуатации скважин, имеющих коррозийные компоненты, применяется арматура, выполненная из материала, устойчивого к коррозии. В указанных скважинах обеспечивается своевременный ввод ингибитора.

192. Обвязка фонтанной арматуры и всех трубопроводов от фонтанной «елки» до блок-манифольда производится колонными угольниками и тройниками заводского изготовления. Выкидные линии надежно крепятся к платформе.

193. Трубопроводы выполняются на резьбовых соединениях, рассчитанных на полуторакратное рабочее давление. При этом предусматривается возможность свободного доступа для осмотра и ремонта трубопровода. На каждом трубопроводе с интервалом в 10 м краской наносится номер скважины и направление потока.

194. Расстояние в свету между трубопроводами не менее 200 мм при диаметре применяемых труб ≥ 200 мм. В других случаях расстояние в свету не менее 100 мм. Расстояние трубопроводов до настила не менее 350 мм.

195. При многорядном расположении скважин прокладка трубопроводов от эксплуатационных скважин между рядами скважин не допускается.

196. Трубопроводы жестко закрепляются, и имеют соответствующую маркировку давления и опознавательную окраску по ГОСТ 14202.

197. На выкидных линиях скважин перед блочной установкой по замеру и сепарации продукции скважин устанавливаются обратные клапаны.

198. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов и тому подобного производится через технологический блок.

199. На выкидных трубопроводах скважин, на продуктопроводе, идущем к эксплуатационному стояку, устанавливаются линейные клапаны-отсекатели.

200. Не допускается прокладка трубопроводов с нефтью, газом и другими горючими жидкостями через жилой блок. Указанные трубопроводы располагаются на расстоянии не менее 10 м от жилого блока и коллективных спасательных средств.

201. При пересечении трубопроводов с газом или горючими жидкостями с трубопроводами с не горючими продуктами, последние располагаются снизу.
Глава 4. Текущий и капитальный ремонт скважин
202. Подготовка скважин к ремонтным работам производится в соответствии с ПОР и составлением «Акта о готовности скважины к ремонту», утвержденного техническим руководителем организации. После ремонта скважина сдается по акту.

203. Перед производством ремонта фонтанных скважин предусматривается запасной объем бурового раствора установленных параметров не менее 2-х кратного максимального объема ремонтируемой скважины.

204. После снятия фонтанной арматуры (перед началом подъема насосно-компрессорных труб) на устье скважины устанавливается и опрессовывается превенторная установка, в соответствии с проектом.

205. При нефтегазопроявлениях в процессе производства ремонта скважин, бурение скважин прекращается с принятием мер против возможных осложнений на бурящихся скважинах. О происшедшем осложнении оповещается руководство организации, эксплуатирующей МСП и военизированная АСС по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.

207. Скважина, подлежащая капремонту заглушивается и перекрывается ее арматурой. На скважине вывешивается табличка «Внимание! Ожидание капремонта!».

208. Приступать к ремонту скважин допускается после завершения буровых работ на бурящейся скважине и её освоения или консервации.

209. Перед началом ремонта скважины восстанавливается циркуляция и промывается буровым раствором до выравнивания параметров промывочной жидкости.

210. При производстве ремонтных работ на фонтанных скважинах, связанных с расхаживанием или натяжкой труб, работы на бурящихся скважинах приостанавливаются с принятием мер против возможных осложнений.

Глава 6. Сбор, подготовка и транспорт

продукции скважин
211. На МСП допускается сепарация газа от нефти (конденсата), обработка газа и жидкости депрессаторами, антифризами, ингибиторами коррозии и деэмульгаторами и замер продукции скважин в блочных технологических установках в модульном исполнении, откачка жидкости насосами.

212. На МСП не допускается производить термохимическую деэмульсацию нефти.

213. Размещение на МСП складских резервуаров для хранения добытой нефти не допускается. Нефть перекачивается на технологическую платформу, береговую базу или хранится в резервуарах на отдельных платформах. Допускается наличие на МСП буферных емкостей для нефти, общим объемом не более 200 м³.

214. Работы, связанные с креплением эксплуатационных стояков к конструкции МСП и их обслуживанием, производятся с люлек, площадок, подмостей и других в спасательных жилетах.

215. В случае ремонта эксплуатационного стояка с помощью судов обслуживания эксплуатационные скважины перекрываются, как со стороны МСП, так и со стороны технологической платформы. Давление в стояке снижается до атмосферного.

216. Разрядка эксплуатационных стояков и скважин производится через технологический блок.

217. Подготовка к ремонту, ремонт эксплуатационных стояков производится по ПОР.

218. Все основные и вспомогательные технологические установки имеют средства автоматической защиты, обеспечивающей автоматическое отключение скважин и газосборных коллекторов в случае повышения давления выше допустимого, порывов шлейфов и технологического оборудования.

Указанные технологические установки имеют сигнализацию нарушения технологического режима, неисправности аппаратуры автоматики, сопровождаемую звуковыми и световыми мигающими сигналами. Аварийная сигнализация осуществляется общим звуковым сигналом и сигнальными лампами.

219. Все резервные линии находятся в рабочем состоянии (загруженный резерв). Прокладка резервной линии предусматривается проектом обустройства месторождения.