РД 08-254-98 п. 2.2. Причины возникновения открытых фонтанов
2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно - геологическим условиям.
2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.
2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.
2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).
2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.
2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.
2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.
2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.
2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.
2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.
2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.
2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.
РД 08-254-98 п. 3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.
ФНП № 534 п. 301. Прочность кондукторов и технических колонн, а также оборудования устья скважины должна подтверждаться расчетом предельного объема поступившего в скважину флюида (Vпред), при котором возможно глушение проявления без превышения допустимых давлений для каждого вскрытого скважиной необсаженного пласта.
Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них ПВО должна обеспечить:
герметизацию устья скважины в случаях ГНВП, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;
устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;
противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород..
ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
РД 08-254-98 п. 5.1. При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) подается сигнал "Выброс". При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.
ФНП № 534 п.1329 Монтаж и схема обвязки этого оборудования должны быть согласованы с ПАСФ. Необходимость монтажа ПВО должна быть указана в плане работ на производство капитального ремонта скважины. Допускается проведение ПВР в ремонтируемых скважинах без установки ПВО на устье при:
ФНП № 534 п. 495. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины;
эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины;
устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой, разработанной в составе рабочего проекта на строительство скважины, требования к которой установлены в пункте 429 настоящих Правил;
В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.
РД 08-254-98 п. 2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений
Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:
несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;
повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
повышение газосодержания в промывочной жидкости;
снижение плотности бурового раствора;
поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
увеличение вращающего момента на роторе;
снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
РД 08-254-98 п. 2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
РД 08-254-98 п. 3.12. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.
Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.
Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с
горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.
ФНП № 534 п. 1249. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространстве должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов, промыть в целях выхода на поверхность газированной пачки раствора.
РД 08-254-98 п. 4.30. При строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т. п.:
- выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 4 м;
- линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами. Повороты следует выполнять с применением кованых угольников на резьбах, фланцах или тройников с буферными устройствами. Допускается применение армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье;
- блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление. Непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.
Постановление № 1437 п. 5. Сроки действия планов мероприятий составляют:
а) для шахт угольных и объектов, на которых ведутся горные работы в подземных условиях, - 6 месяцев;
б) для объектов, на которых ведутся открытые горные работы, - 1 год;
в) для объектов I, II и III классов опасности (за исключением объектов, указанных в подпунктах "а" и "б" настоящего пункта) - 5 лет.
Срок действия пересмотренного плана мероприятий соответствует срокам, указанным в подпунктах "а" - "в" настоящего пункта.
фнп N 534 Прил.6 п.5. ПЛА должен содержать:
5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.
5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.
5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии.
5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема) обвязки ПВО, устьевого оборудования скважин, технологического оборудования, маршрутов движения автотранспорта на ОПО.
5.5. Списки инструментов, СИЗ, материалов, необходимых для ликвидации аварий, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с указанием их количества и основной характеристики.
6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:
6.1. Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии.
6.2. Действия работников, ответственных за эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий.
6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии).
6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ.
6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны.
6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия работников по ликвидации аварий, предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с ПАСФ.