pb_08-353-00 (524187), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

7.5.1. Подготовка скважин к ремонтным работам должна проводиться в соответствии с планом, утвержденным руководством эксплуатирующего предприятия.

7.5.2. Глушение скважин должно осуществляться после оформления двустороннего акта о приемке скважины в ремонт представителями нефтегазодобывающей организации и предприятием по ремонту скважин.

В плане работ должны быть указаны объем и плотность жидкости, необходимой для глушения (прокачки), дата замера пластового давления и его величина.

7.5.3. Перед глушением фонтанной скважины систему обвязки трубопроводов и арматуру следует спрессовать на полуторакратное рабочее давление, ожидаемое на устье при закрытии скважины.

7.5.4. Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений до начала ремонта фонтанной скважины должен быть предусмотрен запас бурового раствора необходимых параметров не менее двукратного максимального объема ремонтируемой скважины.

7.5.5. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве должно быть снижено до атмосферного. При отсутствии забойного клапана - отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью в соответствии с планом работ (см. п. 7.5.2).

7.5.6. Перед подъемом насосно - компрессорных труб на устье фонтанной скважины должно быть установлено ПВО в соответствии с утвержденной предприятием схемой обвязки и спрессовано на ожидаемое давление на устье при закрытии скважины.

7.5.7. При обнаружении нефтегазопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. О происшедшем осложнении должно быть оповещено руководство организации, эксплуатирующей МНГС, и военизированная часть по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.

7.6. Спуско - подъемные операции

7.6.1. Спуско - подъемные операции на буровой установке МНГС должны выполняться с применением верхнего силового привода.

7.6.2. Скорость спуско - подъемных операций, необходимость промежуточных промывок определяются проектом на строительство скважины исходя из условий бурения (наличие нефтегазоводопроявлений, обвалов, сужения ствола скважины и других условий) и корректируются в процессе бурения.

7.6.3. При подъеме бурильной колонны из скважины следует убедиться, что забойное давление столба раствора превышает пластовое на заданную величину, при этом заполнение скважины должно производиться буровым раствором с параметрами, аналогичными раствору в скважине.

7.6.4. Наблюдение за объемом бурового раствора, вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого при их подъеме, должно осуществляться автоматически с записью показаний на диаграмме.

7.6.5. Запрещается производить спуско - подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважины. При их появлении спуско - подъемные операции следует прекратить, провести промывку и проработку скважины.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота или другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство вытесняемого и доливаемого объемов раствора.

7.6.6. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр спуско - подъемного оборудования (талевого блока, крюка, вертлюга, штропов, талевого каната, элеваторов, спайдера, а также предохранительных устройств, блокировок и др.). При выявлении неисправностей к спуско - подъемным операциям не приступать до их устранения.

7.6.7. Начальник бурового комплекса принимает решение о прекращении или приостановке спуско - подъемных операций в случае неблагоприятных для работ погодных условий.

7.7. Буровые растворы

7.7.1. Система приготовления, обработки химическими реагентами, утяжеления и регулирования свойств буровых растворов должна быть механизирована и автоматизирована.

7.7.2. Выбуренная порода должна утилизироваться в соответствии с проектом на строительство скважины и требованиями охраны окружающей среды.

7.7.3. Для применения порошкообразных материалов (глинопорошок, цемент, химреагенты) должно устанавливаться герметичное оборудование с устройством для пневмотранспорта.

7.7.4. При газонефтепроявлениях разгазированная жидкость через штуцерную батарею должна поступать в систему сепарации и дегазации. Отсепарированный газ направляется на факел, а жидкость - в циркуляционную систему, где обрабатывается и доводится до необходимых параметров.

7.8. Крепление скважин

7.8.1. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводят по плану, разработанному в соответствии с проектом на строительство скважины и фактическим состоянием ствола скважины и утвержденному руководством предприятия.

7.8.2. Прочность промежуточных колонн и установленных превенторов должна обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтанировании с учетом заполнения скважины пластовым флюидом. Пластовое давление и плотность пластового флюида при фонтанировании обосновываются проектной организацией.

7.8.3. Спуск обсадной колонны в скважину должен по возможности осуществляться одной секцией и одного размера.

7.8.4. После спуска обсадной колонны и установки противовыбросового оборудования колонна опрессовывается на ожидаемое давление при нефтегазоводопроявлениях с учетом дополнительного давления на его ликвидацию в соответствии с требованиями проекта на строительство скважины.

7.8.5. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на платформе стационарной или плавучей буровой установки.

7.9. Одновременное бурение, добыча и ремонт

скважин на МНГС

7.9.1. Допускается одновременное бурение двух скважин на МНГС при условии спуска на одной из них кондуктора и при смонтированном на устье скважины ПВО.

7.9.2. Допускается при бурении куста эксплуатационных скважин двумя буровыми установками соединение их циркуляционных систем при условии, что общий объем циркуляционных систем соответствует проектным требованиям бурения двух скважин.

7.9.3. При одновременном бурении и эксплуатации скважин на МНГС обязательно соблюдение следующих требований:

фонтанные скважины должны быть оборудованы внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми устьевыми задвижками;

фонтанная арматура эксплуатирующихся скважин должна иметь сплошное ограждение сверху и со стороны противовыбросового оборудования бурящихся скважин;

нефте- и газопроводы должны быть оснащены линейными задвижками - отсекателями.

7.9.4. При отсутствии согласованных проектных решений о конкретных расстояниях между устьями скважин необходимо соблюдать следующие требования к расстояниям между устьями скважин:

не менее 2,4 м (для нефтяных) и не менее 3 м (для газовых и газоконденсатных) при расположении систем управления ПВО бурящихся скважин на верхнем ярусе, а систем управления внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми задвижками фонтанной арматуры на нижнем ярусе верхнего строения платформы;

не менее 8 м при расположении систем управления ПВО и внутрискважинного клапана - отсекателя и устьевых задвижек на одном ярусе.

7.9.5. Допускаются одновременный ремонт скважины, находящейся в одной группе скважин на платформе, и бурение скважины, находящейся в другой группе.

7.9.6. Ремонт, ликвидация осложнения или аварии на скважине МНГС должны производиться по плану, разработанному для каждой конкретной скважины и утвержденному руководством предприятия, производящего эти работы. В плане должны указываться порядок производства работ, меры безопасности, лицо, ответственное за выполнение работ.

7.9.7. При газонефтеводопроявлении на одной из бурящихся скважин все работы на другой буровой установке должны быть прекращены с принятием мер против осложнений.

При одновременном бурении, текущем (капитальном) ремонте и эксплуатации скважин о случившемся факте газонефтеводопроявления должна быть поставлена в известность эксплуатационная служба МНГС для принятия мер по прекращению добычи нефти на действующих скважинах в случае необходимости, а также бригада текущего (капитального) ремонта скважин.

Об осложнении должно быть оповещено руководство предприятия, эксплуатирующего МНГС.

7.10. Бурение скважин с плавучих буровых установок (ПБУ)

7.10.1. Общие требования

7.10.1.1. ПБУ допускается к эксплуатации при наличии:

акта приемки ПБУ государственной комиссией;

документов Российского Морского Регистра Судоходства на право эксплуатации ПБУ;

приказа буровой организации о вводе ПБУ в эксплуатацию.

7.10.1.2. ПБУ допускается к выполнению буровых работ при наличии акта комиссии с участием представителя Госгортехнадзора России о готовности ПБУ к бурению.

7.10.1.3. Общее руководство буровыми работами на ПБУ в соответствии с Уставом службы на морских судах возлагается на начальника буровой установки, а на период его отсутствия - на главного инженера ПБУ (или заместителя начальника по технологии бурения).

7.10.1.4. Швартовка судов к ПБУ разрешается только при благоприятных метеоусловиях в специально отведенном месте с разрешения капитана ПБУ. Запрещаются швартовка судов, прием и передача грузов в период постановки ПБУ на точку бурения.

7.10.1.5. Ответственные работы - переход (перегон), строительство скважин и ликвидация аварии - должны проводиться по соответствующим планам (проектам), согласованным и утвержденным в установленном порядке. Один экземпляр этих планов (проектов) должен находиться на ПБУ.

7.10.1.6. При получении штормового предупреждения капитан принимает решение по обеспечению безопасности ПБУ.

7.10.1.7. В аварийной ситуации необходимо действовать согласно расписанию по тревогам и предпринимать необходимые меры по предупреждению и ликвидации аварии.

7.10.1.8. До наступления периода образования и дрейфа ледовых полей, опасных для эксплуатации, предприятие, эксплуатирующее ПБУ, должно своевременно вывести ПБУ из опасного района.

7.10.1.9. Максимальная переменная нагрузка (материалы, топливо, вода и т.п.) в процессе бурения должна соответствовать указанной в инструкции по эксплуатации.

На ПБУ должен вестись постоянный учет веса и размещения переменной нагрузки с записью результатов в специальном журнале.

7.10.1.10. В случае образования грифона под ПБУ и возникновения связанной с этим опасности капитан должен принять экстренные меры по аварийному снятию с точки бурения, а для БС - по аварийному отсоединению от устья скважины и уходу в сторону.

7.10.1.11. При экстренном снятии ПБУ с точки бурения должны быть использованы устройства быстрой отдачи якорных цепей (тросов); первыми должны отдаваться якорные цепи (тросы) с подветренной стороны ПБУ.

7.10.2. Условия буксировки и постановки (снятия) ПБУ на точке

7.10.2.1. ПБУ может быть снята с точки бурения только по приказу руководителя организации, эксплуатирующей ПБУ, за исключением аварийных ситуаций, когда немедленное решение принимает капитан.

7.10.2.2. Постановка и снятие ПБУ с точки должны проводиться при волнении моря и скорости ветра, указанных в руководстве по эксплуатации ПБУ.

7.10.2.3. Гидрометеорологические условия буксировки ПБУ должны соответствовать руководству по эксплуатации ПБУ.

7.10.2.4. Ответственность за безопасность ПБУ по подготовке к буксировке и во время снятия и постановки несет капитан ПБУ.

Ответственность за безопасность ПБУ при буксировке несет начальник экспедиции (капитан основного буксира), действующий в соответствии с Инструкцией по обеспечению безопасности морских буксировок судов и других плавучих сооружений [32], утвержденной Мингазпромом СССР 07.03.86.

7.10.2.5. Проектами (планами) перехода (перегона) должны быть определены трассы перегона (перехода), основная и запасная точки отстоя ПБУ, места укрытий, схема расположения якорей и необходимое число буксирных судов.

7.10.2.6. Запрещается нахождение на борту ПБУ лиц, не связанных с обеспечением работ по ее буксировке.

7.10.2.7. Положение точки постановки ПБУ должно быть зафиксировано базовым и контрольным буями, а в случае невозможности их постановок ПБУ следует выводить на точку постановки вспомогательным судном, имеющим навигационную систему, обеспечивающую достаточную точность определения местоположения.

7.10.2.8. Точки постановки ПБУ для бурения и отстоя должны быть предварительно обследованы. При этом необходимо:

проверить наличие скал, подводных кабелей и трубопроводов, сбросов, грифонов и других факторов, которые могут создать опасность при постановке и работе ПБУ;

исследовать грунты и определить глубины погружения опорных колонн ПБУ в грунт;

определить скорости максимальных донных течений.

Результаты инженерно - гидрогеологических изысканий должны оформляться отчетом установленной формы, один экземпляр которого должен находиться на ПБУ.

7.10.2.9. Допускается установка ПБУ на акватории на расстоянии не менее 250 м от других МНГС.

7.10.2.10. Вблизи ПБУ в пределах видимости, но не далее 5 миль должно находиться спасательное судно.

Допускается дежурство одного спасательного судна на группу ПБУ, находящихся в пределах прямой видимости, но не далее 5 миль.

7.10.2.11. Координаты места постановки ПБУ сообщаются НАВИП (навигационные предупреждения), НАВИМ (навигационные извещения мореплавателям), НАВАРЕА (навигационные предупреждения краткого действия по районам морей, омывающим иностранные государства, и районам открытого моря), ПРИП (навигационные предупреждения краткого действия по районам морей, омывающим берега России).

7.10.2.12. После постановки и ориентации ПБУ на точке бурения необходимо проверить:

состояние буровой вышки и ее элементов от портала до кронблока;

правильность укладки талевого каната;

работу ограничителя подъема талевого блока;

крепление неподвижного и ходового концов талевого каната;

работоспособность пневмолебедок на буровой установке и гидролебедок на спайдерной палубе;

надежность закрытия движущихся и вращающихся частей буровой лебедки защитными кожухами;

Характеристики

Список файлов стандарта