164. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением должна составлять не менее 5 минут.
Рабочее давление и необходимый коэффициент запаса прочности приведены ниже:
менее 200 (20) кгс/см2 (МПа) - 1,5;
200 - 560 (20 - 56) кгс/см2 (МПа) кгс/см2, (МПа) - 1,4;
560 - 650 (56 - 65) кгс/см2 (МПа) - 1,3;
более 650 (65) кгс/см2 (МПа) - 1,25.
Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.
165. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине. Концы каната должны крепиться к ответным фланцам шланга.
166. Ходовой и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.
167. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей должны быть ограждены и иметь ограничители хода.
168. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховочным канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока или ноге вышки. Узлы соединения канатов должны соответствовать требованиям пункта 70 настоящих Правил. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 50 - 100 мм.
169. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола и техническим условиям эксплуатации буровой установки.
170. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:
дата изготовления вышки;
завод-изготовитель;
заводской номер вышки (буровой установки);
допускаемая нагрузка на крюке;
сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки.
171. Металлический пол люльки верхового рабочего должен быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть застрахована от падения.
172. Проверка технического состояния буровых вышек должна осуществляться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не противоречить требованиям нормативных технических документов.
173. При механизированном осуществлении спускоподъемных операций без участия верхового рабочего на вышке должна быть установлена площадка для обслуживания механизмов автомата спускоподъемных операций.
При спускоподъемных операциях с участием верхового рабочего его рабочая площадка должна быть оборудована пальцами с шарнирными головками для установки свечей бурильных труб, застрахованных канатом от падения в случае их поломки, и подвижной по высоте люлькой для обеспечения безопасной работы со свечами, имеющими отклонение от средней длины (25, 27, 36 м).
174. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока должно проверяться на срабатывание перед началом работы каждой вахты (смены).
175. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.
176. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4.
Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.
177. В процессе производства буровых работ должен быть организован учет наработки бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников и опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны (паспорта).
При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы, ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники, опорно-центрирующие и другие элементы бурильной колонны должны подвергаться инспекционной проверке и дефектоскопии. Нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии устанавливаются в эксплуатирующей организации в соответствии с технической документацией завода-изготовителя.
178. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется рабочим проектом.
179. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.
180. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.
XV. Требования безопасности к проходке ствола скважины
181. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:
вес на крюке с регистрацией на диаграмме или регистрацией электронными средствами хранения информации;
плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале или регистрацией электронными средствами хранения информации;
расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
температура бурового раствора на выходе из скважины;
давление в манифольде буровых насосов;
давление на буровом штуцере (при бурении с контролем обратного давления);
уровень раствора в приемных и доливной емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спускоподъемных операций;
крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.
Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины, уровень раствора в приемных емкостях должны находиться в поле зрения бурильщика и регистрироваться электронными средствами хранения информации.
182. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться:
азимут и зенитный угол ствола скважины;
пространственное расположение ствола скважины;
взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин.
Периодичность контроля устанавливается буровым подрядчиком с учетом требований рабочего проекта.
183. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.
184. Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт, в том числе при бурении на депрессии и равновесии, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с рабочим проектом.
185. Буровая организация должна разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых осложнений.
186. При длительных остановках или простоях скважин бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.
187. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.
188. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и другого специализированного оборудования) должны проводиться по плану, разработанному и согласованному совместно буровой организацией и организацией, имеющей в соответствии с Федеральным законом от 4 мая 2011 г. N 99-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" (Собрание законодательства РФ, 2011, N 19, ст. 2716; N 30 (ч. I), ст. 4590; N 43, ст. 5971; N 48, ст. 6728; 2012, N 26, ст. 3446; N 31, ст. 4322; 2013, N 9, ст. 874) лицензию на проведение этого вида работ, с учетом требований Единых правил безопасности взрывных работ (ПБ 13-407-01), утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 30 января 2001 г. N 3 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 7 июня 2001 г., регистрационный N 2743; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2001, N 29), и утвержденному пользователем недр (заказчиком).
189. Перед спуском в скважину нестандартных элементов бурильной колонны должен быть составлен эскиз этого инструмента с указанием размеров, его местоположение в компоновке бурильной колонны, зафиксированное в буровом журнале и суточном рапорте буровой бригады.
190. Для разбуривания внутренних деталей технологической оснастки, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует применять гладкие неармированные УБТ (ТБТ) без центрирующих устройств и применять долота без боковой армировки твердосплавными вставками или со срезанными периферийными зубьями. В случае возникновения посадок и затяжек в интервале установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства оно должно дополнительно прорабатываться полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки.
191. Консервация скважин в процессе производства буровых работ осуществляется в порядке, предусмотренном Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 22 мая 2002 г. N 22 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 30 августа 2002 г., регистрационный N 3759; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2002, N 40). При этом необходимо:
спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;
загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки;
ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;
уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку;
спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;
слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны;
обесточить буровую установку (при дизельном приводе - перекрыть топливопровод);
обеспечить охрану объекта и контроль давления скважины на устье.
XVI. Требования безопасности к спускоподъемным операциям
192. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.
Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в том числе путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.
193. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.
194. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.
195. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или в элеватор.
196. Скорости спускоподъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются рабочим проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в технологический регламент по скорости спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
197. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).
198. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб.
199. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны быть застрахованы от выпадения из-за пальца.
200. Запрещается проводить спускоподъемные операции при:
отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;
неисправности спускоподъемного оборудования и инструмента;
неполном составе вахты для работ на конкретной установке;
угле наклона свечей 2 градуса, для буровых установок с автоматизированной системой спускоподъемных операций (АСП) - 3 градуса, для морских установок с механизированной установкой свечей - 8 градусов;
скорости ветра более 20 м/с;
потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.
201. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования) с записью в журнале проверки оборудования.
202. При спускоподъемных операциях запрещается:
находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховочных канатов;
открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;
подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;
пользоваться перевернутым элеватором.
203. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.
204. При применении трубного раскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку трубного раскрепителя. Работа трубного раскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.
205. В процессе производства буровых работ и после окончания долбления отрыв от забоя и подъем из свежепробуренного ствола скважины следует производить на пониженной скорости буровой лебедки.
206. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутой стреле механизма подачи труб.
XVII. Требования безопасности к применению
буровых растворов
207. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ.
208. Буровой подрядчик должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей.
209. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.
210. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
211. В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
|
