В соответствии с постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 10 июля 2004 г. № 323 «Об организации деятельности Государственной инспекции по надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе» и Графиком подготовки нормативно-правовых и нормативных технических документов в области промышленной безопасности, утвержденным заместителем Премьер-министра Республики Узбекистан Э. Шаисматовым 21 мая 2007 года, приказываю:

1. Утвердить Инструкцию по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин.

2. Ввести в действие и тиражировать настоящую Инструкцию после согласования с Министерством юстиции Республики Узбекистан отнесения ее к техническим документам.

1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех форм собственности, включая иностранные компании, фирмы, действующие на территории Республики Узбекистан и осуществляющие разведку и разработку нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений, создание и эксплуатацию подземных хранилищ газа (ПХГ).

2. Инструкция регламентирует работу предприятий и организаций, занимающихся бурением, испытанием, эксплуатацией и капитальным ремонтом нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в процессе работы.

3. В соответствии с законом Республики Узбекистан «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 28 сентября 2006 года № ЗРУ-57, организации и предприятия, эксплуатирующие опасные производственные объекты обязаны заключать с соответствующими профессиональными аварийно-спасательными службами (УзВЧ НХК «Узбекнефтегаз») договоры на оказание услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а в случаях предусмотренных законодательством, создавать собственные аварийно-спасательные службы или нештатные аварийно-спасательные формирования из числа работников.

Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).

4. Составление проектов на строительство, эксплуатацию скважин и планов на капитальный ремонт, вскрытие продуктивных горизонтов, ликвидацию аварии в скважине, когда продуктивные пласты вскрыты, должны производиться с учетом требований настоящей Инструкции.

5. Инструкция не регламентирует порядок ведения работ при ликвидации открытых нефтегазовых и водяных фонтанов.

6. Газонефтеводопроявление (ГНВП). Насыщение газом или нефтью бурового раствора, перелив раствора через устье скважины, увеличение объема циркулирующего раствора в приемных емкостях, выброс раствора через ротор пластового флюида через отводы превентора, повышение давления на стояке или на отводе при закрытом превенторе, называется газонефтеводопроявлением.

Газонефтеводопроявление в определенных условиях может перейти в открытый фонтан.

Под открытым фонтаном понимают неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, негерметичности запорного оборудования или вследствие грифонообразования.

Грифон — это неконтролируемое поступление нефти, газа или воды на поверхность по естественным и искусственным каналам за кондуктором.

Выбросом называется вытеснение в течение короткого времени энергией сжатого газа части или всего бурового раствора, иногда бурильного инструмента из скважины.

7. Прямые признаки ГНВП:

насыщение бурового раствора газом, нефтью и водой;

перелив или выброс раствора из скважины при остановке насоса;

увеличение объема раствора в приемных емкостях при его циркуляции;

несоответствие объема доливаемого раствора с объемом поднимаемых бурильных труб.

8. Косвенные признаки ГНВП:

снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления из пласта нефти, газа или воды, изменение вязкости и СНС раствора;

беспричинное снижение давления на стояке при циркуляции раствора;

изменение цвета бурового раствора, образование пены, пузырьков, появление запаха газа.

9. Причины ГНВП:

несоответствие величины плотности бурового раствора фактическому пластовому давлению и глубине залегания пласта;

снижение противодавления на пласт в результате насыщения газом, нефтью бурового раствора или эффекта «поршневания» при подъеме бурильной колонны;

снижение уровня промывочной жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения ее жидкостью при подъеме бурильной колонны или ухода ее в пласт;

насыщение раствора газом или нефтью при длительном простое скважины без промывки;

снижение плотности бурового раствора за счет ухудшения его технологических свойств и выпадения, в связи с этим, глины или утяжелителя;

невыполнение требований проекта и технологических регламентов по соблюдению параметров промывочной жидкости, промывке скважины, скоростям спуска бурильной и обсадной колонн;

вскрытие продуктивного горизонта на отметках выше, чем предусмотрено ГТН.

10. Насыщение газом и нефтью промывочной жидкости происходит по причинам:

превышения пластового давления над забойным;

перехода газа или нефти, содержащийся в разрушаемой породе, в буровой раствор даже при применении забойного давления над пластовым.

11. Причины возникновения открытых газонефтеводяных фонтанов.

1) Несвоевременное обнаружение признаков ГНВП вследствие безответственности или неграмотности бурильщика, бурового мастера.

2) Непринятие своевременных мер для предотвращения выбросов и открытого фонтана или невозможность герметизировать устье скважины вследствие:

ошибки в проектировании конструкции скважины, установлении пластового давления, выборе противовыбросового оборудования (ПВО);

нарушения проекта при креплении скважины (несоответствие прочности обсадных труб, недоспуск и некачественное цементирование кондукторов и обсадных колонн);

несоответствия характеристики ПВО ожидаемому устьевому давлению и его неисправность, несоответствие плашек превентора диаметрам бурильных труб;

нарушения герметичности в обвязке и креплении превенторной установки;

нарушения герметичности обсадных колонн в результате протертости ее бурильным инструментом, обрыва колонны, и ослабления резьбовых соединений;

необученности членов буровой вахты практическим действиям при герметизации устья скважины во время ГНВП;

неисправности бурового оборудования (силовые агрегаты, лебедка, талевая система, компрессоры, приводы и отсутствие запасной электростанции).

3) Недостаточный объем запаса бурового раствора необходимого качества и материалов для его приготовления, утяжеления с целью глушения ГНВП.

12. Местоположение скважины должно выбираться, исходя из условий:

обеспечения свободного стока воды, раствора из-под буровой, насосного блока;

обеспечения прямолинейного проложения газоотводов от устья;

предотвращения попадания выбрасываемого пластового флюида в водоемы, речки и дренажные коллекторы;

размещения при необходимости вблизи буровой или скважины дополнительной техники;

при сооружении факельного стояка для сжигания газа расстояние до зданий и сооружений скважины, а также до объектов магистральных газонефтепроводов и ЛЭП должно быть не менее 100 м.

13. Площадь под строительство буровой должна соответствовать отраслевому стандарту ОСТ41-98.04-74.

14. Монтажная схема оборудования и привышечных сооружений должна обеспечивать механизацию работ по приготовлению и утяжелению глинистого раствора, перекачки раствора и реагентов.

15. Буровая должна быть оборудована приспособлением для непрерывного заполнения скважины при подъеме бурильной колонны.

16. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать перекачку жидкости из запасных емкостей в прием насоса, а также замену раствора в скважине без прекращения циркуляции через нее.

17. Монтаж циркуляционной системы для бурения с возможностью газопроявлений должен предусматривать установку дегазационных устройств в количестве не менее 2 единиц.

18. Конструкция основания под вышку должна обеспечить возможность демонтажа оборудования при наличии на устье скважины фонтанной арматуры или ПВО.

19. Буровая должна быть укомплектована устройством для очистки сжатого воздуха от влаги против замерзания воздушных линий, запорных и регулирующих устройств.

20. На буровой необходимо иметь резервуары для содержания рабочего и запасного объемов бурового раствора, а также устройства для перемешивания и обогрева при низких отрицательных температурах.

21. В газовых, нефтяных и газоконденсатных скважинах до вскрытия продуктивных пластов должен быть предусмотрен спуск и цементирование минимум одной промежуточной колонны или кондуктора на глубину, исключающую возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора.

22. Глубина спуска промежуточной колонны или кондуктора, на которые монтируется ПВО, должна определяться из выражения:

h — глубина спуска кондуктора или промежуточной колонны, м;

Р — максимально возможное давление жидкости или газа под башмаком кондуктора или колонны на глубине h, кг/см²;

а — градиент давления разрыва пород, кг/см²/м (принимают а = 0,20 – 0,23).

23. Во избежание грифонов, затрубных газонефтепроявлений кондуктор, промежуточная колонна должны быть зацементированы качественно и до устья скважины тампонажным портландцементом без добавок, снижающих прочность цементного камня.

24. Промежуточная колонна должна соответствовать:

возникающему максимальному давлению на устье скважины при закрытии превенторов, задавке скважины при газонефтепроявлениях и открытых фонтанов;

давлению гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности, требуемой для задавки проявляющего пласта;

максимальному сминающему давлению в случаях открытого газового фонтана или падения уровня жидкости в скважине вследствие поглощения ее пластом.

25. Конструкция скважин должна, по возможности, предусматривать спуск обсадных колонн в один прием, а цементирование, в зависимости от условий — в один, или два. Спуск обсадных колонн в скважину с АВПД секциями запрещается, если нет острой технологической необходимости. Если колонна спускается секциями, то должно быть применено стыковочное устройство, обеспечивающее герметичность соединения секций при опрессовке.

26. Перед спуском эксплуатационной колонны заменяют плашки одного из превенторов на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны с целью герметизации затрубного пространства. После замены плашек превенторная установка вновь испытывается водой на ожидаемое давление на устье.

27. Высота подъема тампонажного раствора при цементировании скважин в один или несколько приемов должна выбираться с учетом выполнения следующихтребований:

за кондуктором и первой промежуточной колонной, независимо от категории и глубины скважины до устья;

за эксплуатационной колонной поисково-разведочных, газовых и газоконденсатных скважин — до устья;

за эксплуатационной колонной нефтяных скважин с газовым фактором не более 200 м³/м³ — не менее 150 м выше башмака предыдущей колонны, при превышении газового фактора 200 м³/м — до устья;

вторая промежуточная колонна — до устья;

не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами.

28. После цементирования обсадных колонн, перекрывающих продуктивные и водонапорные пласты, устье скважины должно быть герметизировано и установлено наблюдение за давлением в колонне и в межколонном пространстве. При возрастании давления выше величин, установленных планом спуска колонны и цементирования, давление должно быть плавно стравлено.

29. Обсадные колонны, в пределах интервала нахождения продуктивных и водонапорных пластов и 100 м выше от кровли самого верхнего пласта, должны оборудоваться элементами технологической оснастки, номенклатура, количество и место установки которых определяются проектом на строительство скважины, и уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

30. При бурении глубоких скважин роторным способом через 40 — 50 рейсов долота или через 300 ч механического бурения и проработки скважины необходимо проверять износ верхней части (15 — 20 м) обсадной колонны опрессовкой с помощью пакера или установкой цементного моста.

31. Кондуктор и промежуточную колонну после спуска в скважину и цементирования (ОЗЦ) испытывают жидкостью, которой производилась продавка тампонажного раствора или водой на давление, предусмотренное в плане. После оборудования устья превенторами, колонной головкой производится повторная опрессовка кондуктора или промежуточной колонны совместно с ПВО на расчетное давление. При этом скважина до глубины 20 — 25 м заполняется водой.

32. После вскрытия башмака кондуктора, промежуточной колонны и углубления забоя на 1 — 3 м подвергается испытанию на герметичность кольцевое пространство путем опрессовки имеющейся в колонне жидкостью на расчетное давление, предусмотренное планом работ.

33. В поисково-разведочных, эксплуатационных, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м³/м³ и выше) приустьевая часть промежуточной колонны вместе с колонной головкой и превенторной установкой после испытания водой опрессовывается воздухом в течение 15 минут на то же давление, что при гидравлическом испытании.

34. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах, на устье которых, избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды в колонне.

35. Колонна, спущенная секциями или зацементированная ступенчато, подвергается испытанию на герметичность по частям сверху вниз в соответствии с расчетом и планом.

36. В скважинах с высоким газовым фактором (200 м³/м³ и выше) приустьевая часть эксплуатационной колонны вместе с трубной головкой после испытания водой опрессовывается воздухом на то же давление, что и при гидравлическом испытании.

37. Межколонное пространство между техническими и эксплуатационными обсадными колоннами опрессовывается на допустимое давление для промежуточной колонны с учетом ее износа (40% от расчетного первоначального давления опрессовки промежуточной колонны). Опрессовка производится водой, а для скважин с высоким газовым фактором (200 м³/м³ и выше) — воздухом на 60 — 80 кгс/см² с последующей поддавкои водой до необходимого давления.

38. Последняя промежуточная и эксплуатационная колонны опрессовываются на давление, на 10% превышающее максимальное ожидаемое давление на устье скважины, возникающее при ГНВП, фонтанах, опробовании и эксплуатации. При ожидаемом давлении на устье скважины более 600 кг/см² необходимо особо рассмотреть и, исходя из условий скважины, принять решение о пределе давления опрессовки.

39. На кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО). Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Монтаж превенторной установки и ее манифольдной линии производится согласно типовой схеме, утвержденной НХК «Узбекнефтегаз» (приложения 1 — 5*):

при вскрытии скважиной изученного геологического разреза, представленного нефтяными и водоносными (с растворенным газом) пластами, с давлением, не превышающим гидростатическое, после спуска кондуктора или промежуточной колонны, устье скважины должно оборудоваться двумя превенторами — плашечным и универсальным или двумя плашечными;

при вскрытии газовых, нефтяных и водяных пластов с аномально-высоким давлением на промежуточную колонну устанавливается три превентора — два шишечных и один универсальный;

превенторы вместе с крестовиной и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте, а после ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса — на пробное давление.

40. Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины, исходя из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

41. Внутренний диаметр манифольдных линий, проходное отверстие задвижек, угольников, крестовин и тройников должно быть не меньше диаметра боковых отверстий крестовины под превентором.

42. Выкидные линии (газоотводы) должны быть прямолинейными, длиной не менее 100 м, прочно закреплены на зацементированных стойках хомутами, имеющими толщину не менее 18 мм. Стойки устанавливаются через 8 — 12 м, а последняя должна находиться на расстоянии 1 м от конца газоотвода. Выкидные линии должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, водоемов и рек, производственных и бытовых помещений. Необходимо учитывать преобладающее направление ветров.

43. Внутренний диаметр газоотводов должен быть не меньше диаметра боковых отверстий под превенторной крестовиной.

44. Выкидные линии монтируются с уклоном 1/300 от устья скважины и опрессовываются водой на давление: 100 кг/см² — для ПВО на 210 кг/см²; 200 кг/см² — для ПВО на давление выше 210 кг/ см².

45. Узлы дросселирования и задавки должны быть расположены на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и не менее чем 3 м от основания буровой.

46. Первая труба газоотвода после блока глушения должна быть оборудована фланцем для установки лубрикатора с целью закачки тампонов.

47. Газоотвод после штуцерной батареи оборудуется устройством первичной дегазации (дегазационным стояком), установленным на расстоянии не менее 15 м от устья скважины. Сливная труба от него выводится в желобную систему.

48. На линиях глушения и дросселирования должны быть установлены исправные манометры через вентили и разделители сред.

49. Крепежные детали по размерам и механическим свойствам должны соответствовать паспортным данным и техническим условиям. Запрещается замена шпилек на шпильки меньшего диаметра и укороченные или же на болты. Фланцевые соединения всех узлов обвязки должны уплотняться посредством стальных колец.

50. Монтаж гидросистемы превенторной установки должен производиться в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

51. После монтажа на устье, превенторная установка и ее манифольд со всеми блоками должны быть опрессованы на давление опрессовки обсадной колонны в течение 15 мин. сначала водой, а затем — воздухом или азотом.

52. Управление превенторами должно быть дистанционным, механизированным и иметь дублирующий пульт у поста бурильщика. Основной пульт управления превенторами устанавливается в отбойном щите на расстоянии не менее чем в 10 м от устья скважины и блоков задвижек, и не менее 3 м от манифольда газоотвода.

53. Штурвалы ручных приводов выводятся в легко доступное место, размещаются в отбойном щите, изготовленном из 5 мм металлических листов.

54. На стенке отбойного щита с внутренней стороны краской наносятся знаки, указывающие направление вращения штурвалов при открытии и закрытии плашек превенторов, количество оборотов, необходимых для полного закрытия плашек, метка для обсчета количества оборотов штурвала, давление опрессовки колонны, диаметр плашек.

55. Плашки превенторов должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В случае применения колонны бурильных труб различных диаметров, на буровой необходимо иметь опрессованную бурильную трубу с диаметром равным размеру установленных плашек, окрашенную в красный цвет, с переводником под бурильный инструмент, установленным шаровым краном. Плашки превентора устанавливаются под большой диаметр труб.

56. Переходные и надпревенторные катушки должны быть изготовлены в заводских условиях по действующим нормативным документам.

57. На смонтированное ПВО и колонную головку составляют ведомость в 2-х экземплярах, в которой указывается:

заводской и инвентарный номер оборудования;

тип оборудования, год выпуска;

диаметр проходного отверстия оборудования;

рабочее давление;

давление опрессовки на ремонтной базе;

внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных трубопроводов;

внутренний диаметр, толщина стенки, марки стали, длина трубы, на которой устанавливается клонная головка;

типы и диаметр задвижек и их рабочее давление;

давление опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной;

размеры плашек превенторов;

размеры переходных катушек; присоединительные размеры;

перечень деталей и узлов, входящих в комплект ПВО, изготовленных на ремонтной с эскизами;

наименование газообразного агента в гидроаккумуляторе;

давление опрессовки манифольда и газоотводов.

58. Составляется фактическая схема обвязки устья скважины с указанием всех вертикальных размеров деталей превенторной установки и размеров шахты.

59. Для беспрепятственного прохождения персонала к устью и обслуживания ПВО под полом буровой пространство вокруг шахты должно быть зацементировано с обеспечением стока жидкости в канаву.

60. При газонефтеводопроявлении не допускается превышение избыточного давления на устье скважины более чем 80% от давления опрессовки обсадной колонны.

61. При герметизации скважины универсальным превентором допускается расхаживание бурильной колонны в присутствии работников УзВЧ, ответственного ИТР, при давлении в затрубном пространстве не более 60 кг/см².

62. При бурения скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода (по объему 6,0% и более) обязательно применение превентора со срезающими плашками.

63. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 500 кг/см² и дебиты газа свыше 5 млн м³ — в сутки, дебит нефти свыше 5 тыс. т/сутки наряду с платочными и универсальными превенторами устанавливается превентор с глухими или со срезающими плашками.

64. Схема обвязки устья скважины ПВО должна включать двухфлянцевую надпревенторную катушку.

65. Труба, соединяющая превентор с желобом должна быть быстроразъемная или легко разрушаемая.

66. Манифольд газоотводов прокладывается под основанием буровой вышки. На буровых установках, предназначенных для бурения скважин глубиной до 5000 м и более, линии манифольда прокладывают через специальное окно в основании.

67. Повороты выкидных линий разрешаются с применением кованых угольников и тройников.

68. На дегазационном стояке, на видном месте, должно быть табло с указанием допустимого давления на устье при штудировании выходящего раствора из скважины.

69. Исправность превенторов проверяется закрытием и открытием плашек один раз в неделю до вскрытия и ежедневно при вскрытии продуктивных пластов буровым мастером или механиком, инженером буровой. О проверке превенторов делается запись в буровом журнале.

70. Шахта на устье должна быть размерами: сечение 3 x 3 м, глубина не более 1,8 м. Стены ее укрепляются против обрушения огнеупорным материалом (бетон, кирпич).

71. Шахта должна содержаться чистой, чтобы было видно устьевое оборудование. Она оборудуется отсасывающим устройством (насос, эжектор). Засыпка шахты сыпучим материалом запрещается.

72. Над превенторами устанавливается широкий металлический зонт, исключающий попадание бурового раствора сверху.

73. После ликвидации фонтана или выброса, ПВО и его манифольд должны быть проверены и опрессованы.

74. Манифольд ПВО, побывавшие в контакте с корродирующими веществами (СОг, H2S, рапа), перед использованием на другой скважине должны быть очищены, проверены дефектоскопом и опрессованы.

75. Углубление скважины после спуска и цементирования обсадной колонны, установления и обвязки ПВО и их опрессовки может быть продолжено.

76. Бурение скважины по продуктивным отложениям осуществляется в соответствии с утвержденным планом и технологическим регламентом, которые должны отражать:

геолого-технические данные скважины (фактические и проектные):

размеры и прочностные характеристики бурильной колонны;

размеры квадратных штанг (рабочей и запасной);

сроки дефектоскопии грузоподъемных узлов, инструментов и приспособлений;

опрессовку обратных клапанов и шаровых кранов, аварийной задвижки, бурильной колонны:

давление опрессовки обсадной колонны с ПВО, штуцерной батареей, газоотводами;

периодичность опрессовки устья скважины;

наличие и тип дегазаторов, уровнемеров в приемных емкостях;

периодичность перебивки запасного раствора;

количество запаса технологических материалов, запасных частей к буровому оборудованию,

наличие газокаротажной станции и тампонажной техники.

77. После вскрытия продуктивного пласта на 10 — 15 м поднять долото в башмак обсадной колонны и продолжить промывку скважины в течение 1-1,5 цикла, следя за газосодержанием и плотностью раствора, а также за изменением уровня жидкости в приемных емкостях насосов. Если не отмечено проявление пласта, то спускают бурильный инструмент до забоя и поднимают его до башмака со скоростью 03 — 0,5 м/с, а затем инструмент оставляют в покое на то время, которое требуется для полного подъема и спуска долота.

В зависимости от результатов исследования принимают решение об утяжелении или облегчении раствора, изменении производительности насосов.

78. При бурении строго следить за показанием манометра на стояке и изменением уровня в приемных емкостях насосов (независимо от наличия уровнемера). Незначительное увеличение уровня раствора в приемных емкостях свидетельствует о поступлении в скважину пластового флюида и требует немедленного принятия соответствующих мер.

79. При вскрытии продуктивных пластов ограничить скорость проходки до 1 м/ч во избежание интенсивного насыщения раствора газом или нефтью.

80. При необходимости применять метод «двух растворов»:

перед подъемом инструмента утяжелять;

после спуска облегчать буровой раствор.

81. Периодичность отрыва долота от забоя и приподъема инструмента решается конкретно для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий бурения и качества бурового раствора, т. к. отрыв долота от забоя отрицательно отражается на работоспособности долота и скорости проходки.

82. Перед вскрытием пластов, содержащих вредные компоненты (H₂S — более 0,5% объемных):

установить вокруг территории буровой знаки безопасности;

обеспечить бригаду средствами индивидуальной защиты (СИЗ), приборами контроля воздуха, и системой отвода газа;

буровой раствор обрабатывают реагентом-нейтрализатором;

провести дополнительный инструктаж с рабочими и ИТР, занятие по практическому действию при проявлении пластов с вредными веществами;

организовать дежурство ИТР, автомашины;

установить маршруты выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях.

83. Под ведущую трубу устанавливается шаровой кран или обратный клапан.

84. При роторном бурении, в целях уменьшения износа обсадной колонны на квадратную трубу и верхние бурильные «свечи», рекомендуется устанавливать резиновые протекторы.

Перед началом и в процессе бурения должна быть обеспечена соосность вышки, ротора и превенторов.

85. На буровой должны быть выписки из паспортов бурильных труб, акты опрессовки и дефектоскопии, а также реестр с указанием длины, толщины стенки, марки стали и тип каждой бурильной трубы.

86. Компоновка бурильной колонны должна соответствовать проекту. Буровой мастер (начальник буровой) несет ответственность за правильное использование комплекта и заполнение паспортов на бурильную колонну.

87. На буровой необходимо иметь комплект технических документов согласно перечню № 3 (приложением № 14*).

88. Признаки ГНВП при подъеме бурильного инструмента из скважины:

уровень жидкости в трубном, и затрубном пространствах не падает;

при прекращении подъема бурильных труб отмечается перелив раствора из скважины.

89. Признаки ГНВП при спуске бурильной колонны:

повышается уровень раствора в приемных емкостях сверх объема металла, спускаемого в скважину;

при остановках спуска бурильных труб скважина переливает, поток раствора не останавливается.

90. При СПО строго следить за доливом скважины и выходящим раствором из скважины. Для этого доливная емкость, рабочие приемы буровых насосов должны быть оборудованы указателями объема. Расчетные объемы бурового раствора для долива скважины при подъеме бурильных «свечей» и выходящего из скважины при спуске бурильных «свечей» приводятся в приложении № 7*.

91. При подъеме бурильных труб, долив затрубного пространства осуществляется непрерывно из доливной емкости или специальным насосом, автоматической системой с тем, чтобы скважина всегда была заполнена до устья, иначе заметить ранее поступление пластового флюида в скважину невозможно (приложение № 6*).

92. При спуске бурильного инструмента следить за уровнем раствора в приемных емкостях через установленные рейки или поплавкового уровнемера.

93. Запрещается производить СПО при наличии «сифона» или «поршневания» скважины. При их признаках следует прекратить подъем инструмента и произвести промывку и проработку скважины.

94. Подъем инструмента разрешается проводить при стабильных показателях циркулирующего бурового раствора соответствующих проекту (ГТН) или плану работ.

95. В случае поглощения промывочной жидкости во вскрытом продуктивном пласте полный подъем бурильной колонны не рекомендуется. Работа на скважине проводится по особому плану.

96. При вскрытых продуктивных пластах спуск и подъем бурильной колонны, во избежание поглощения промывочной жидкости и притока пластового флюида в результате поршневания, следует производить при пониженных скоростях:

подъем инструмента от забоя на высоту 500 м со скоростью 0,2-0,3 м/с; спуск инструмента со скоростью не более 1 м/с;

97. После подъема инструмента на 500 м и 1500 м от забоя должна быть остановка на 15 мин. при заполненной раствором скважины для убеждения об отсутствии газонефтепроявлений (перелива раствора через устье скважины).

98. В случае обнаружения перелива раствора из скважины немедленно герметизировать устье скважины и сообщить ответственным лицам.

99. При герметизации устья и наличии бурильных труб в скважине следить за давлением в затрубном пространстве во избежание их выброса.

Длина бурильной колонны (м) в скважине при избыточных давлениях должна быть не менее чем указанная в приложении № 8*.

100. На месторождениях со сложными геологическими условиями (АВПД, поглощение раствора), а также на разведочных площадях с неизученными геологическими условиями запрещается проводить буровые работы в продуктивном горизонте более, чем на 2-х скважинах силами одной буровой организации.

101. Не допускается отклонение плотности (удельного веса) бурового раствора, находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см³ от величин, установленных проектом.

102. Принимаются меры к поддержанию других технологических свойств бурового раствора, предусмотренных в ГТН.

103. Плотность бурового раствора определяется из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) на величину:

10 — 15% — для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа (15 кг/см²);

5 — 10% — для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа (25 кг/см²);

4 — 7% — для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа (35 кг/см²).

104. При наличии на устье устройства, обеспечивающего бурение «под давлением», плотность раствора определяется по специальной программе, утвержденной вышестоящей организацией.

105. При разбуривании продуктивных пластов плотность и вязкость циркулирующего бурового раствора измеряется через 10 — 15 мин., СНС и водоотдачи — через каждый час.

106. При содержании газа в буровом растворе более 1% принимаются меры по его дегазации.

107. Емкости для хранения рабочего и запасного объема бурового раствора должны оборудоваться перемешивателем и обогревающим устройством в зимнее время.

108. При вскрытии продуктивных пластов с АВПД на буровой необходимо иметь запас бурового раствора, равный объему скважины, и поддерживать его первоначальные параметры, систематически перебивать. Для скважины с нормальными и низкими пластовыми давлениями запас раствора устанавливается руководством предприятий.

109. Испытание пластов в процессе бурения с помощью пластоиспытателя осуществляется в соответствии с инструкцией на эту работу. Для каждого намеченного к испытанию пласта составляют план работы.

10. В плане испытания скважины в открытом стволе должны быть отражены следующие данные: глубина, диаметр ствола скважины по данным кавернометрии, диаметр и глубина спуска последней колонны, давление пласта, величина создаваемой на пласт депрессии, интервал испытания, место установки пакера и фильтра, длина хвостовика, нагрузка при пакеровке и оборудование устья, продолжительность испытания пласта.

111. Работа по проведению испытания пластов в открытом стволе проводится буровой бригадой.

112. После спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования в поисковоразведочных скважинах приступают к испытанию и исследованию перспективных пластов (горизонтов).

113. Геологической службой предприятия составляется и руководством организации утверждается план испытания, в котором указываются интервалы, количество объектов, подлежащих испытанию, методы вторичного вскрытия пластов и вызова притока пластового флюида, исследования пластов, другие технологические мероприятия. К плану прилагается схема расположения оборудования.

114. В эксплуатационных скважинах производится освоение и исследование, по возможности, по сокращенной программе.

115. Испытание и освоение скважины могут выполняться специализированной бригадой, цехом, предприятием, а также буровой бригадой.

116. Испытания и освоение скважины может осуществляться с помощью специальных агрегатов, установок, предназначенных для испытания, капитального ремонта скважин, а также с буровой установки.

117. При испытании скважины буровой бригадой с буровой установки проводится дополнительной инструктаж и обучение по выполнению работ, связанных с испытанием скважины.

118. При передаче скважины для испытания другой специализированной службе, организации оформляется акт приема-передачи, который подписывается руководством обеих сторон.

119. Передается и принимается скважина в технически исправном состоянии, т. е. колонна должна быть прошаблонирована и герметична, натянута по правилам:

кровля цементного стакана (искусственный забой) на требуемой глубине;

качество и высота цементного кольца должны отвечать требованиям ПСД.

Эксплуатационная колонна должна быть опрессована с колонной головкой.

120. В случае обнаружения на скважине несоответствия требованиям п. 11.8 буровая бригада обязана устранить имеющиеся дефекты и после этого можно разрешить испытание или освоение скважины.

121. На устье эксплуатационной колонны поисково-разведочных скважин на время их испытания устанавливают ПВО по утвержденной схеме (приложение № 9*).

122. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, в исключительных случаях, допускается опрессовка на рабочее давление, фонтанной арматуры изготовленной согласно стандарта API предприятием дальнего зарубежья, а после установки на устье — на давление опрессовки эксплуатационной колонны в течение 15 мин.

123. При испытании и капитальном ремонте скважин необходимо иметь запас бурового раствора, равный 1,5 объему скважины.

124. При работе с прострелочной (перфорационной) задвижкой ее штурвал выводят за отбойной щит, находящийся па расстоянии К) м от устья скважины. На щите должна быть надпись, указывающая направление вращения штурвала для открытия и закрытая задвижки, а также число оборотов штурвала для полного закрытия.

125. Если на устье нет ПВО, разрешается подъем и спуск НКТ при наличии задвижки с планшайбой и с подвесным патрубком. Рабочее давление задвижки должно соответствовать максимальному ожидаемому давлению на устье. При проведении геофизических работ на устье должна быть установлена перфорационная задвижка.

126. При перерывах и остановках в процессе освоения фонтанной скважины центральная задвижка, задвижки на крестовине должны быть закрытыми.

127. Вызов притока и исследование, а также задавку пласта проводят в светлое время дня под руководством ответственного лица. Скважина должна быть обеспечена устойчивой связью, дежурной автомашиной.

128. При вызове притока флюида и освоения скважины газ, газоконденсат или нефть выпускают через штуцер в отвод, прочно закрепленный к зацементированным стойкам с помощью хомута.

Закрутки проволоками, тросами запрещаются.

Задвижки на выкидках должны быть полностью открытыми.

129. При продувках скважины и во время исследования двигатели агрегатов, автомашин должны быть оборудованы искрогасителями или выключены.

130. На скважинах, находящихся под давлением, запрещается: монтаж, демонтаж, ремонт или перемещение бурового оборудования, вышки, мачты и т. д.

131. Нагнетательные линии для закачки жидкости, газа или воздуха в скважину должны быть оборудованы задвижками, обратными клапанами и исправными манометрами. Нагнетательные линии испытываются на 1,5-кратное рабочее давление.

132. Перед вторичным вскрытием пласта (перфорацией) в перфорационную зону закачать специальную жидкость (нефть, эмульсионный раствор ПАВ) для предотвращения загрязнения коллектора.

133. В скважинах с неизвестными пластовыми давлениями и коэффициентом продуктивности коллектора перфорация колонны должна проводиться с помощью лубрикатора, кабельного превентора или же перфораторами ПНК, спускаемыми на НКТ.

134. На скважине, подлежащей испытанию или освоению, должны быть документы, приводимые в перечне № 1 (приложение № 10*).

135. Консервация или ликвидация скважин проводится в соответствии с положением о консервации и ликвидации скважин.

136. План проведения изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации и консервации, составляется организацией, на балансе которой находится скважина.

137. При наличии межколонных давлений или межпластовых перетоков флюида до консервации или ликвидации скважины проводятся ремонтно-изоляционные работы.

138. Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, проводятся в соответствии с «Типовым проектом проведения изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, содержащих токсичные и агрессивные компоненты».

139. При временной остановке (или консервации) скважин, находящихся в бурении, со вскрытыми продуктивными пластами (или находящихся в испытании), проводят следующие работы:

скважину заполняют буровым раствором с параметрами соответствующими плану;

устанавливают цементный мост высотой 40 — 50 м от подошвы пласта (но не менее 30 м выше кровли пласта) во избежание накопления пластового флюида с давлением под цементным мостом;

спускают бурильные трубы с «голым» концом или НКТ до башмака предыдущей обсадной колонны, устье герметизируется, штурвалы задвижек и превенторов снимают;

осуществляют периодический контроль за состоянием скважины.

140. Газовая, газоконденсатная и нефтяная скважина передается из бурения в эксплуатацию после ее испытания (освоения) и нахождения ее на притоке в течение времени, предусмотренного планом работ, при отсутствии межколонного давления и герметичности устьевого оборудования.

141. Фонтанная арматура должна соответствовать условиям скважины (давление, состав продукта и т. д.) и должна быть испытана на рабочее давление до установки на устье скважины.

142. Установленная фонтанная арматура испытывается совместно с обсадной колонной на допустимое давление для эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

143. Фонтанная арматура и ее запорные элементы должны отвечать требованиям:

обеспечивать герметичность при многократном открытии и закрытии запорных элементов;

свободного вращения, от усилий руки одного человека, винтов (штурвалов), задвижек, при их открытии и закрытии;

замены сальниковых уплотнений без остановки работы скважины;

рассчитана на двукратное статическое устьевое давление;

измерения давления и температуры в трубном и затрубном пространствах;

задвижки, катушки и тройники должны быть равнопроходными.

144. Отбор жидкости и газа из пласта в период эксплуатации скважины осуществляется только через лифтовую колонну (НКТ). Запрещается эксплуатация скважины через затрубное пространство.

145. Резьбовые соединения обсадных и насосно-компрессорных труб должны обеспечивать герметичность при эксплуатации скважины. Запрещается эксплуатация скважин при наличии давления за эксплуатационной колонной.

146. Нефтегазопроводы и воздухопроводы высокого давления при фонтанной и компрессорной эксплуатации должны прокладываться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой.

147. Фонтанная арматура и ее обвязки, газопроводы, находящиеся под давлением, в случае замерзания или гидратообразования должны отогреваться паром или горячей водой.

148. Эксплуатационная газовая скважина, при наличии агрессивных компонентов в газе, должна оборудоваться фонтанной арматурой и колонной головкой в антикоррозионном исполнении.

149. В скважину с наличием агрессивных компонентов в газе спускают НКТ в антикоррозионном исполнении и регулярно подают ингибитор коррозии.

150. Наземное оборудование на сборных пунктах (СП) должно регулярно контролироваться операторами по добыче газа. Особое внимание должно быть уделено фланцевым, резьбовым, сварным соединениям, обнаруженные пропуски газа, нефти или конденсата через соединения, сальники, свищи следует немедленно устранить в присутствии ответственного лица.

151. На промысловых объектах с выделением сероводорода и других отравляющих газов должны быть разработаны мероприятия по защите работающего персонала.

152. При передаче скважины в эксплуатацию буровая бригада (подрядчик) обязана спустить в скважину НКТ, установить фонтанную арматуру, демонтировать буровую вышку, привышечные сооружения, буровое оборудование и провести рекультивацию нарушенных земель.

153. После установки трубной головки на газовых скважинах испытывают путем опрессовки воздухом (азотом) межколонное пространство на давление, допускаемое на колонну, а пространство между НКТ и эксплуатационной колонной — на максимальное ожидаемое давление при работе скважины с выдержкой не менее 5 мин.

Сжигание газа при продувках, исследованиях скважин, ремонтных и аварийных работах должно производиться на факельных стояках, установленных на расстоянии не менее 100 м от скважины, оборудованных приспособлениями для поджигания. Факельный стояк должен быть огражденным и растянут с 3-х сторон тросами и высотой не менее 10 м.

154. В случае оборудования устья скважины шахтой, ее сечение должно иметь размер 3 х 3 х 1,8 м и глубина стены и дно шахты бетонируется.

155. Территория вокруг устья скважины должна иметь твердое покрытие для установки агрегатов, машин и ограждение в соответствии с проектом по обустройству.

На скважине должны быть предупредительные и указательные знаки.

156. Эксплуатация скважин на ПХГ допускается только по лифтовым трубам (НКТ).

157. Опрессовку эксплуатационных колонн необходимо производить совместно с фонтанной арматурой воздухом на давление, превышающее на 10% максимальное давление закачки газа пласта.

158. Все скважины, вне зависимости от местоположения должны быть герметичными, опрессованы на допускаемое устьевое давление.

159. Скважина оборудуется устьевым и внутрискважинным оборудованием (ВСО) в соответствии с требованием к скважинам на ПХГ, предусматривающим исключение межпластовых перетоков, затрубных газопроявлений и открытых фонтанов.

160. На устье скважины, где возможны выбросы. ГНВП до начала ремонтных работ устанавливается ПВО по схеме, указанной в приложениях №№ 11 и 12*.

161. Перед снятием фонтанной арматуры со скважины давление ее должно быть снижено до атмосферного.

162. При капитальном ремонте на скважине, кроме рабочего объема, должен быть запас раствора равным 1,5 объемам скважины с соответствующими параметрами, указанными в плане.

163. Высота рабочей площадки передвижных установок должна позволять размещение комплекта ПВО, предусмотренного в утвержденной схеме.

164. При выбросе устье должно быть загерметизировано и приняты меры к задавке скважины. Бригада должна действовать в соответствии с планом по ликвидации аварии.

165. При ремонте скважины, в газе которых содержится сероводород и углекислота, необходимо:

обеспечить газоанализаторами и газозащитными средствами каждого члена вахты;

производить закачку жидкости в скважину только через узел задавки:

произвести ревизию и опрессовку НК.Т, обвязки устья и фонтанной арматуры;

произвести ингибироваиие ПКТ и эксплуатационной колонны.

166. На скважине перед началом ремонтных работ должны быть документы, указанные в перечне № 2 (приложение № 13*).

167. Промыслово-геофизические, взрывные и прострелочные работы в скважинах производятся в присутствии представителя заказчика под руководством ответственного лица геофизической службы.

168. В скважинах (в т. ч. на ПХГ), представляющих опасность выброса, газо-нефтеводопроявления, промыслово-геофизические и взрывные работы разрешается только с использованием специального оборудования (лубрикатора, кабельного превентора).

169. При перфорации обсадной колонны перфоратором, спускаемом на кабеле, скважина должна быть заполнена до устья жидкостью, обеспечивающей противодавление на продуктивный пласт. В случае осуществления перфорации колонны перфоратором типа ИНК на устье устанавливается фонтанная арматура, и перфорация может быть осуществлена при депрессии на пласт.

170. Устье скважины перед проведением прострелочных работ на кабеле должно быть оборудовано кабельным превентором, или превентором с глухими платками, установленными на крестовине фонтанной арматуры, опрессованным на максимальное ожидаемое давление.

171. При переливе жидкости из скважины геофизические и прострелочные работы должны быть прекращены и приняты меры по герметизации устья скважины.

172. В буровых организациях должны быть разработаны мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при бурении скважин, учитывающие геолого-технические особенности района.

173. При составлении плана ликвидации аварий должно быть предусмотрено использование таких методов и средств, которые позволили бы, помимо ликвидации аварии, обеспечить соблюдение условий охраны недр и окружающей среды.

174. В скважинах с открытыми продуктивными горизонтами при ликвидации аварии необходимо подгонять бурильный инструмент так, чтобы против плашек превенторов находилась бурильная труба с диаметром, соответствующим диаметру плашек.

175. При установке жидкостных ванн должно быть учтено снижение противодавления на пласт за счет применения жидкостей с меньшей плотностью, чем у бурового раствора. Для обеспечения противодавления на пласт необходимо повысить плотность бурового раствора или создать соответствующее избыточное давление.

176. Плашки превенторов должны соответствовать диаметру применяемых труб для ликвидации аварии.

177. При ГНВП принять экстренные меры к его предотвращению и действовать согласно § 18.

178. При закрытых плашках превенторов расхаживание бурильного инструмента запрещается. В случае появления пропусков газа или жидкости через закрытые плашки верхнего превентора закрывают плашки нижнего превентора.

179. Скважину с открытыми продуктивными пластами в аварийном состоянии оставлять без буровой вахты запрещается.

180. Первоочередные действия членов вахты должны быть направлены на немедленную герметизацию устья скважины при обнаружении прямого признака начала проявления.

181. Последовательность операций по герметизации устья зависит от вида работ, проводимых на скважине.

182. Каждый член вахты должен знать не только свои действия, но и последовательность ведения работ остальными членами вахты.

183. Любой член вахты, обнаруживший явный признак начала проявления пласта, обязан об этом сообщить бурильщику.

184. При обнаружении признаков нефтегазоводопроявления бурильщик обязан объявить тревогу «Выброс», прекратить проводимые на скважине работы, загерметизировать устье.

185. Действия членов буровой вахты согласно настоящей Инструкции (приложение № 15*) предполагают коренные задвижки у крестовины превентора «открыто», на блоках дросселирования и глушения концевых задвижек положение «закрыто».

186. Настоящая Инструкция согласована с Национальной холдинговой компанией «Узбекнефтегаз» и Узбекской Военизированной частью противофонтанной и газовой безопасности.