ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний

     12 Правила безопасности при проведении работ по испытанию скважин

12.1 При проведении работ по испытанию скважин необходимо руководствоваться действующими нормативно-правовыми документами и инструкциями по безопасности, принятыми федеральными органами законодательной или исполнительной власти [3].

12.2 При опробовании и испытании скважин приборами на кабеле подготовка к спуску должна проводиться на мостках буровой на специальных подкладках.

Разгерметизация пробоотборников на скважине допускается только с применением специальных устройств.

12.3 Проведение работ с трубными пластоиспытателями допускается в скважинах при исправных насосах и буровом инструменте. Испытание объектов в зависимости от их задач может проводиться без выпуска жидкости долива и пластового флюида на поверхность и с выпуском.

12.4 Допускается проведение работ с трубными пластоиспытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом проявлении скважины при принятии дополнительных мер, обеспечивающих безаварийность и безопасность работ.

12.5 На буровой должна быть установлена емкость для самотечного долива в затрубное пространство и устьевая обвязка с устройством, обеспечивающим непрерывный долив скважины буровым раствором при подъеме ИПТ.

Во избежание замерзания бурового раствора циркуляционная система должна обогреваться.

12.6 На разведочной площади устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой.

Превенторную установку независимо от срока работы перед спуском ИПТ в скважину проверяют и опрессовывают.

Результаты опрессовки оформляют записью в паспорте технического состояния оборудования и акте готовности скважины к испытанию.

Давление опрессовки не должно превышать допустимых значений для данной обсадной колонны и превенторной установки.

12.7 Превенторы должны быть оборудованы дистанционным, механизированным управлением и дублироваться ручным приводом. Пульт управления превентором устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а его дублер - у поста бурильщика. Ручной дублирующий привод превентора располагают в передвижной металлической будке или за щитом с навесом из досок толщиной не менее 40 мм. Перед штурвалом в будке или на щите указывают направление вращения, число оборотов, необходимое для полного закрытия превентора, и метку, совмещение которой с меткой на штурвале соответствует закрытию превентора при последнем обороте штурвала.

12.8 Выкидные линии превентора должны быть прямолинейными, длиной не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин - не менее 100 м. Выкидные трубопроводы должны быть прочно закреплены и направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений.

Запрещается прокладка выкидных линий под приемным мостом и привышечными сооружениями.

12.9 Обвязку устья скважины при работе с ИПТ проводят по одной из утвержденных схем, и она должна обеспечивать:

- контроль активности проявления объекта испытания в трубах и затрубном пространстве;

- извлечение пластовой жидкости обратной циркуляцией в подготовленную емкость для сбора, дегазации и измерения компонентов жидкой фазы, отвод за пределы буровой, сжигание пластового флюида в факеле;

- подключение к внутритрубному и затрубному пространствам цементировочного агрегата при угрозе аварийного фонтанирования; долив бурового раствора в затрубное пространство.

Если ожидается интенсивный приток нефти и газа, то на буровой рекомендуется присутствие противофонтанной службы, наличие эффективных средств пожаротушения и цементировочного агрегата, резервуар которого должен быть заполнен буровым раствором и соединен с одним из отводов превентора.

12.10 В целях предотвращения аварий и несчастных случаев запрещается:

- производство работ по испытанию пластов в скважинах, устья которых не оборудованы превенторной установкой, устьевой (трубной) головкой, отводной линией и специальной емкостью за пределами буровой для сбора пластовой жидкости, при отсутствии цементировочного агрегата и утвержденного плана работ;

- подъем бурильных труб, НКТ после испытания пласта до прекращения поступления воздуха из труб на устье скважины после закрытия запорного клапана;

- подъем бурильных труб (или НКТ) из скважины после появления пластовой жидкости в трубах без удаления ее обратной промывкой через отводную линию в емкость за пределами буровой и выравнивания гидростатического давления в трубах и затрубном пространстве;

- применение компоновки ИПТ без циркуляционного клапана;

- выключение привода лебедки при стоянии на притоке;

- проведение испытаний пласта без устьевой контрольной головки с запорным клапаном;

- проведение испытаний нефтяных и газовых скважин на излив без разрешения вышестоящей организации-недропользователя;

- допуск к руководству испытанием лиц, не имеющих специального образования или права ответственного руководства на скважине.