Первоочередные действия вахты при ГНВП при отсутствии бурильных (обсадных) труб в скважине.

Первоочередные действия вахты при ГНВП при отсутствии бурильных (обсадных) труб в скважине.

Бурильщик: при выполнении геофизических или прострелочно-взрывных работ в скважине поднимает зонд или перфоратор, если этого сделать нельзя, обрубает кабель; открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает превентор с. глухими плашками (прострелочную задвижку) или плашечный превентор на специальной трубе с КШ и переводником; дает команду закрыть задвижку перед дросселем, дальнейшие действия - по указанию бурового мастера. Первый помощник бурильщика: контролирует уровень жидкости, периодически доливает скважину, эти же действия выполняет при ремонтах, простоях. Электрик (дизелист): обеспечивает работу дизелей (электродвигателей) привода насосов, их пуск и остановку, по указанию бурильщика глушит дизели, отключает электроэнергию, ликвидирует прочие источники воспламенения. Второй дизелист: обеспечивает работу дизелей привода лебедки, выполняет указания бурильщика. На месторождениях, содержащих сероводород и расположенных на море; схема обвязки устья скважины должна соответствовать утвержденной; порядок действия вахты должен быть приведен в соответствие с техническими возможностями установленного на устье противовыбросового оборудования; действия вахты должны быть дополнены пунктами регламентирующими порядок использования средств защиты органов дыхания персонала; при наличии в обвязке превентора со срезающими плашками последний должен использоваться при проявлении пропусков в уплотнениях плашек, соединениях стволовой части и манифольда, создающих реальную угрозу потери управления скважиной. Для приведения в действие срезающего превентора бурильная колонна разгружается на плашки нижнего трубного превентора при открытой выкидной линии под этим превентором, затем включается срезной превентор и закрывается выкидная задвижка.

1. Назначение и устройство колонных головок.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, а также проведение ряда технологических операций: снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других герметиков в межколонное пространство и т.п. Конструкция колонной головки должна обеспечивать: а) надежную герметизацию межколонных пространств; б) контроль за давлением в межколонном пространстве; в) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; г) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных диаметров; д) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом; е) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; ж) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; з) минимально возможную высоту; и) абсолютную прочность с учетом действия различных нагрузок. Кроме того, для осложненных условий бурения необходимо, чтобы отдельные детали колонной головки были коррозионно-стойкими при бурении скважин, в продукции которых ожидаются корродирующие вещества; при бурении на Севере она должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до -60 С; при морском бурении ее можно было устанавливать на дне моря при глубинах 200 м и более. В настоящее время отечественные заводы выпускают колонные головки двух типов КГ и ОКК. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4х70. Колонная головка КГ-4х70 предназначена для обвязки четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа при отсутствии в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4х70 расшифровывается следующим образом: К колонная; Г головка; 4 количество обвязываемых обсадных труб; 70 - рабочее давление, МПа. Колонная головка состоит из следующих основных узлов: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10; крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакерного устройства 6; крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2; фланца 7, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17.

Тройник 13 состоит из корпуса и отвода. Корпус тройника отливка, имеет в средней части отверстие для присоединения отвода, в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм для установки подвески 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном высокого давления

14. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении. Крестовина 9 отливка, нижний фланец которого имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны при помощи шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого дав­ления, с другой стороны заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке кресто­вины 9 пакер устройства 10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм, предотвра­щая попадание среды в плашки подвески сверху. Крестовина 5 отливка из стали. Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней ча­сти к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны - задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6. деформируясь, гер­метизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диа­метром 245 мм, предотвращая попадание среды в плашки подвески сверху. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 7 деформирующимся при этом пакерным устройством 2. Подвеска - клиновая одноступенчатая, состоит из корпу­сов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 и 8, ручек 3, штифтов 6. Пакерное устройство служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2. Колонные головки типа ОКК изготовляют на давления 21, 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Колонные головки типа ОКК1 приме­няют для обвязки двух колонн (кондуктор + эксплуатационная), типа ОКК2 для обвязки трех колонн (кондуктор + промежуточная + эксплуатационная), типа ОКК3 -для обвязки четырех колонн. Модель ОКК1-21-146х219 расшифровывается следующим образом: О оборудование, К колонны, К клиновое, 1 схема (модель), 21 рабочее давление, МПа, 146 диаметр эксплуатационной колонны, мм, 219 диаметр кондуктора, мм.

Колонная головка типа ОКК1 состоит из корпуса 4, кли­новой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливает­ся нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется от­верстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной го­ловки 5.

Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых состоит из двух металлических колец и одного Н-образного резинового уплотнителя. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих синхронное перемещение. Предохранительная втулка 1 предохраняет верхнюю часть эксплуа­тационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях насосно-компрессорных труб.

1. Назначение и устройство плашечных превенторов.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном микроклиматических районах.

Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при гepметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления. Установлена следующая система обозначения плашечного превентора: тип превентора и вид привода - ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезываю­щими плашками);

конструктивное исполнение - с трубными или глухими плошками не обозначается; диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа; тип исполнения - в зависимости от скважинной среды (Kl, K2, КЗ).

Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ 1 корпус: 2 резиновые прокладки; 3 винты; 4 откидные крышки; 5 - гидроцилиндр; 6 поршень; 7 шток; 8 коллектор; 9 трубо­провод; 10 паропроводы; 11 резиновые уплотнения плашек; 12 сменные вкладыши; 13 корпус плашки; 14 фиксирующий винт.

Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2 ППГ-350ĥ35К2. Плашечные превенторы поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или "россыпью". Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек. Плашки - разъемные. В корпусе плашки установлены сменные вкладыши и резинометаллические уплотнения. Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной. Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под из­быточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743-66.

1. Назначение и устройство универсальных превенторов.

Универсальный превентор предназначен для герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны: ведущей или бурильной трубы, замка сложного сечения, а также для полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента. Отечественной промышленностью в настоящее время выпускаются универсальные превенторы ПУ1-230х35, ПУ1-280х35, ПУ1-350х35.

Шифр ПУ1-230х35 расшифровывается следующим образом: П -превентор, У универсальный, 1 модель, 230 условный диаметр проходного сечения, мм, 35 рабочее давление, МПа. Согласно ОСТу 26-02-76 кольцевой уплотнитель универсального превентора должен позволять: протаскивание колонны труб общей длиной не менее 2000 м при давлении в скважине не более 10 МПа с замковыми или муфтовыми соединениями со специальными снятыми фасками под углом 18; расхаживание и проворачивание колонны; открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов; быструю замену кольцевого уплотнителя без демонтажа превентора. Универсальный превентор ПУ1-230x35:

1 - втулка; 2 -штуцер; 3 - уплотнительное кольцо; 4 - манжета; 5 - плунжер; 6 ~ кольцевой уплотнитель; 7 - корпус; 8 - ограничитель; 9 - крышка. Универсальный превентор ПУ1-230х35 Превентор состоит из корпуса 7, крышки 9, плунжера 5, кольцево­го уплотнителя 6, втулки 7. Корпус, плунжер и крышка стальные отливки ступенчатой формы. Крышка ввинчивается в корпус при помощи прямоугольной резьбы.

Кольцевой уплотнитель массивное резиновое кольцо, армирован­ное металлическими вставками двутаврового сечения. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравличе­ские камеры А и Б, изолированные манжетами. Камера А распорная и служит для открытия превентора, камера Б - запорная и служит для его закрытия. Под давлением масла, подаваемого в запорную камеру из системы гидроуправления, плунжер движется вверх, перемещая кольцевой уплотнитель, последний при этом герметизирует устье скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также при ее отсутствии.

Для открытия превентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз, кольцевой уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию гидравлического управления. Уплотнитель обеспечивает герметизацию устья при спущенных в скважину трубах диаметром до 194 мм. Время закрытия превентора 30с.

1. Назначение и устройство вращающихся превенторов.

Вращающиеся превенторы предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовыбросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов

с высоким пластовым давлением. Вращающийся превентор состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравлический привод, во вращающемся превенторе используется самоуплотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и давления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоединения к циркуляционной системе буровой установки. Диаметр отверстия опорного фланца зависит от типоразмера превентора и должен быть достаточным для прохода долота. Ствол 6, имеющий форму полого цилиндра с наружным опорным фланцем, вращается на упорном 5 и радиальных 3 подшипниках.

К стволу на быстросборном байонетном соединении крепится самоуплотняющаяся манжета с внутренними поясками квадратного и круглого сечений, предназначенными соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. Проходное сечение ствола меньше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необходимо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол

с патроном соединяют с корпусом превентора посредством байонетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением. Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и освобождает проход для установки патрона. После этого патрон вводят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе. Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра замыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и повернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ведущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соединяет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превентора. Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предохраняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манжетами 8.

1. Назначение и устройство шаровых кранов, обратных клапанов.

В качестве противовыбросового оборудования для перекрытия трубного канала бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб применяют обратные клапаны и шаровые краны. Шаровые краны имеют преимущество перед обратными клапанами: они легко устанавливаются на колонну бурильных труб при наличии потока через трубное пространство при начавшемся проявлении, так как при открытом шаровом кране внутренняя полость его свободна. В настоящее время широко применяются шаровые краны с опорными, цапфами КШЦ 146, КШЦ 155, КШЦ 178. Шаровые краны с опорными цапфами

Шаровые краны с опорными цапфами КШЦ 146, КШЦ 155 и КШЦ 178 (в дальнейшем краны) предназначены для перекрытия трубного канала бурильных труб в целях предупреждения возникновения открытых фонтанов или в процессе их ликвидации при бурении нефтяных и газовых скважин. Краны устанавливаются в компоновке бурильного инструмента под ведущей трубой. Установка предохранительного (рабочего) переводника под краном обязательна. Техническая характеристика: Типоразмер крана КШЦ 146 КШЦ 155 КШЦ 178; Проводимая среда Промывочная жидкость, газ, нефть, конденсат; Направление потока среды Любое; Давление, МПа: 35; пробное 52,5; Грузоподъемность, т 193, 183,276; Диаметр проходного отверстия, мм 60, 68, 80. Масса, кг 35, 41, 55. Устройство и принцип работы. Кран состоит из корпуса 8, шара 11, плавающих седел 2, 7 с фторопластовыми уплотнительными кольцами 6, стаканов 9, 12, двух тарельчатых пружин 7, гайки 14, узла управления шаром (муфты) 5, упора 10, резиновых уплотнительных колец 3, 4, 13..Герметичность между седлами и шаром достигается при помощи фторопластовых колец, а во всех остальных неподвижных соединениях резиновыми уплотнительными кольцами.Шар в сборе со стаканами фиксируется в корпусе гайкой, завинчиваемой до упора с помощью ключа.Проходной канал крана закрывается поворотом шара по часовой стрелке до упора на угол 90 посредством узла управления, открывается против часовой стрелки до упора на угол 90. Вертикальное положение паза муфты, выполненного под ключ управления, соответствует открытому положению крана.Кран открывается при одностороннем давлении снизу не более 10 МПа. В случае давления снизу свыше 10 МП а кран открывается только при создании противодавления сверху, равного давлению снизу, или с разницей между ними, не превышающей 10 МПа.

Усилие рывка при открытии крана, находящегося под действием одностороннего давления на шаровой затвор 10 МПа, не должно превышать 500 Н. Порядок работы На буровой должны находиться два исправных и опрессованных крана: рабочий в компоновке бурильного инструмента и запасной, резьбы которого должны быть предохранены. Рабочее положение крана "открыто". Управление краном осуществляется ключом управления. Ключ управления краном должен находиться на стеллаже внутри буровой. Место его хранения должно быть известно всем членам буровой бригады.

При работе в аварийной ситуации в зимних условиях умеренного климата, а также в условиях Крайнего Севера кран открывают только после предварительного отогрева его корпуса. Кран проверяют на базе производственного обслуживания после каждого демонтажа из компоновки бурильного инструмента, отработки 450 ч и использования в аварийных работах. Обратные клапаны для бурильных труб. С целью предотвращения выброса смеси через бурильные трубы во время наращивания инструмента в компоновке буриль­ной колонны предусмотрена установка обратного кла­пана на 12-24 м ниже квадратной штанги, который перед каждым рейсом переставляется в первоначальное положение. Для обеспечения герметичности буровой колонны в процес­се наращивания инструмента целесообразно применять самоуплотняющиеся обратные клапаны типа Б1 или КОБ-ЗШ. Обратный клапан типа Б1 для бурильных труб Обратный клапан типа Б1 для бурильных труб состоит из корпуса 1, выполненного в виде переводника, тарел­ки 4 с резиновой манжетой, 5, направления 8, упорного пружи­нящего кольца 2, спиральной пружины 6, гайки 9, скобы 3, при­варенной к тарелке, и шплинта 10. Особенность обратного клапана типа Б1 заключается в том, что у него отсутствует седло клапана, вследствие чего сборка, разборка и ремонт обратных клапанов значительно проще и легче, чем у клапанов тарельчатого типа. При прокачке промывочной жидкости клапана, сжимая пру­жину 6, садится на треножку направления и свободно пропуска­ет жидкость. При прекращении прокачки жидкости пружина поднимает тарелку обратно вверх до соприкосновения с упор­ным кольцом. В случае появления давления в колонне бурильных труб жидкость давит на резиновую манжету снизу, прижимая по­следнюю к стенкам корпуса, этим достигается надежное уплот­нение против просачивания промывочной жидкости и предот­вращается выброс раствора через бурильные трубы. Герметичность обратных клапанов типа Б1 на заводе-изго­товителе проверяется опрессовкой при давлении 1500 Н/см². Для манжет клапана применяется нефтестойкая резина. Обратный клапан для бурильных труб типа КОБ-ЗШ. На базе обратного клапана типа Б1 разработана конструкция обратного клапана для бурильных труб типа КОБ-ЗШ, который состоит из корпуса 1, выполненного в виде переводника, тарелки 2, имеющей обтекаемую форму, с резиновой манжетой 3, шай­бы 4, штока 5, спиральной пружины 6, направления 7, гайки 8 и упорной втулки 9. Аналогично клапану Б1 корпус этого клапана одновременно служит седлом, и внутренняя часть его собирается отдельно и вставля­ется внутрь корпуса в собранном виде. Вследствие этого облегчается сборка, разборка и ремонт клапана. Тарелка в закрытом состоянии клапана упирается на выступ, имею­щийся внутри корпуса. При прокач­ке промывочной жидкости, сжимая пружину, тарелка садится на верх­ний торец направления и свободно пропускает жидкость. Узел тарелки от выпадания удерживается упор­ной втулкой 9. В случае по­явления давления в колонне бурильных труб резиновая манжета 3 под действием давления, прижима­ясь к стенкам корпуса, создает на­дежное уплотнение и предотвраща­ет выбросы аэрированной жидкости через бурильные трубы.

1. Типовые схемы обвязки устья скважины в процессе бурения.

При бурении скважин. Для обвязки устья бурящихся эксплуатационных и глубоких разведочных скважин противовыбросовым оборудованием ГОСТ 13862-75 установлены четыре типовые схемы.

Схема 1 двухнревенторная с двумя линиями манифольда. Схема 2 трехпревенторная с двумя линиями манифольда. Схема 3 трехпревенторная с тремя линиями манифольда. Схема 4 трехпревенторная с четырьмя линиями манифольда. Обвязка устья скважины должна быть удобной в эксплуатации и обеспечивать проведение следующих операций: 1) надежную герметизацию устья скважины как при спущенном в скважину бурильном инструменте, так и при его отсутствии; 2) прямую и обратную промывки; 3) замену газированной промывочной жидкости свежей с необходимым противодавлением; 4) разрядку скважины путем выпуска жидкости или газа через выкидные линии;

5) контроль за давлением в скважине при загерметизированном устье и при промывке с противодавлением; 6) регулирование противодавления на пласт при газонефтепроявлениях; 7) установку дополнительного противовыбросового оборудования; 8) отвод газа или нефти, поступающих из скважины, на безопасное расстояние; 9) предотвращение загрязнения окружающей среды флюидом скважины. На основании типовых схем в нефтегазодобывающих районах страны разработаны и применяются местные схемы обвязки для конкретных геолого-технических условий бурения эксплуатационных и разведочных скважин. В общем случае при обвязке устья противовыбросовое оборудование монтируется на колонных головках. Допускается установка противовыбросового оборудования с помощью колонного фланца на кондукторе или первой промежуточной колонне, из-под башмака которых вскрываются горизонты с пластовым давлением, равным гидростатическому или ниже его. Для контроля давления в межколонном пространстве одно из отверстий в корпусе колонной головки оборудуется отводом с задвижкой и манометром с разделителем и краном высокого давления. Выкидные линии должны быть, как правило, прямолинейными, длина для нефтяных скважин не менее 30 м, для газовых не менее 100 м, они прочно прикреплены к переносным бетонным опорам и направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач и других производственных и бытовых объектов. Первая опора крепления, считая от устья скважины, должна располагаться перед блоком задвижек; вторая после блока; остальные через 10-12 м и последняя на конце линии. Свободный конец линии должен быть не более 1,5 м и направлен в амбар с обваловкой. Допускается, как исключение, крепление линий с помощью стоек, забетонированных в углубления с размерами 600X600X1000 мм.

Повороты выкидных линий превенторной обвязки допускаются с применением массивных кованых угольников с резьбой или тройников с буферным устройством, предварительно опрессованными на максимальное давление опрессовки превенторной установки в процессе проводки скважин. В местах поворотов устанавливаются дополнительные опоры крепления. Результаты опрессовок оформляются актами. Концы выкидных линий оборудуются предохранителями. Диаметр выкидных линий на участках от устья до блока, задвижек должен быть не более сечения крестовины превенторной установки. Этот участок линии опрессовывается на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины. Допускается за блоком задвижек применение труб большего диаметра. Все узлы противовыбросового оборудования соединяются только стандартными трубными резьбами со специальной смазкой УС-1, фланцами с применением стальных уплотнительных колец, а также сваркой. Фланцы соединяются только при помощи шпилек соответствующего типоразмера. После блока задвижек или последнего поворота выкидные линии на резьбах монтируются с применением графитной смазки. Блоки задвижек устанавливаются на специальных металлических основаниях с настилом для их обслуживания. Узел регулируемого дросселирования должен быть прикреплен к основанию с помощью стоек с хомутами. Линии от регулируемых дросселей к отбойному дегазатору и сливная линия должны быть надежно закреплены промежуточными стойками. При нормальном процессе бурения скважины все концевые задвижки и задвижки с гидроприводом на выкидных линиях должны быть закрыты, остальные задвижки и регулируемые дроссели открыты. В зимнее время при минусовых температурах превенторы должны обогреваться. Над превенторами устанавливается разъемный металлический зонт. Для наблюдения за давлением в скважине при ее герметизации на выкидных линиях и блоке штуцирования устанавливаются манометры с разделителями и кранами высокого давления. Манометры выбирают такими, чтобы предел измерения допустимого давления находился во второй трети шкалы. На горизонтальных участках выкидных линий и на отводе от стояка монтируют штуцерные камеры. В процессе нормального углубления скважины штуцер устанавливают только в штуцерную камеру на стояке. В будках управления превенторами должны находиться комплекты штуцеров с диаметрами проходных отверстий 10, 15, 20, 25, 30, 35 мм и набор ключей для проверки крепления шпилек на фланцевых соединениях. На штуцерных камерах вывешиваются бирки с указанием диаметра установленного штуцера или его отсутствия. Плашки превенторов должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. При использовании комбинированного бурильного инструмента плашки превенторов должны соответствовать большему диаметру стальных бурильных труб. В этом случае на приемных мостках необходимо иметь опрессованную бурильную трубу большего диаметра с навинченными обратным клапаном и переводником для соединения с бурильными трубами меньшего диаметра. На обратные клапаны должны быть паспорта и акты на их опрессовку. Управление превенторами должно быть дистанционным, механизированным и дублировано ручным приводом. Основной пульт и штурвалы ручного управления превенторами должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Дублер пульта механизированного управления выводится к посту бурильщика. Основной пульт и штурвалы ручного управления превенторами должны помещаться в передвижных металлических будках или за щитами с навесом из досок толщиной не менее 40 мм. Перед штурвалами ручного управления в будке или на щите должны быть указаны: давление опрессовки превенторной установки, размер плашек, направление вращения, число оборотов для полного закрытия превентора и нанесена метка, совмещение которой с меткой на штурвале соответствует полному его закрытию при последнем обороте штурвала. Вращение штурвала на закрытие должно производиться по часовой стрелке. Для обслуживания превенторной установки под буровой строится бетонная площадка с наличием подходов и стоков для жидкости. На буровой должна быть смонтирована емкость для самотечного долива или специальная обвязка с устройством, обеспечивающим непрерыв­ный долив скважины промывочной жидкостью при подъеме бурильного инструмента. Слив из дегазатора выполняется с уклоном в сторону желобной системы. После обвязки устья скважины согласно утвержденной схеме и при отсутствии нарушений правил и инструкций по вопросам предупреждения газонефтепроявлений и открытых фонтанов представитель военизированной службы выдает разрешение на производство работ по углублению скважины. Без разрешения производство работ по углублению скважины запрещается. На смонтированное противовыбросовое оборудование составляется паспорт. Вся документация, связанная с противовыбросовым оборудованием и изменениями на строительство скважины, должна находиться у бурового мастера и быть подшита в специальную папку. Схема 1 двухпревенторная с двумя линиями манифольда: 1 установка гидравлического управления; 2 разъем­ный желоб; 3 фланцевая катушка; 4 универсальный превентор; 5 плашечный превентор; 6 гидропривод­ная прямоточная задвижка; 7 быстродействующий (на открытие) клапан; 8 напорная труба; 9 фла­нец под манометр; 10 запорное устройство и разде­литель к манометру; 11 прямоточная задвижка; 12 тройник; 13 быстроразъемная полумуфта; 14 кре­стовина; 15 быстросменный дроссель; 16 регулируе­мый дроссель; 17 отбойная камера-дегазатор; 18 устьевая крестовина.

Схема 2 трехпревенторная с двумя линиями манифольда.

Схема 3 трехпревенторная с тремя линиями манифольда.

Схема 4 трехпревенторная с четырьмя линиями манифольда.

1. Организация работ по ликвидации открытого фонтана.

Первоочередные действия бригады по бурению и ремонту скважин в случае возникновения открытого фонтана. При возникновении открытого газового или нефтяного фонтана бригада по бурению (ремонту) скважин обязана: прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из нее людей; остановить двигатели внутреннего сгорания; отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться в загазованных участках; при быстром загазовывании территории вокруг скважины электроэнергия должна быть отключена за взрывоопасной (загазованной) зоной; потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины; на территории, которая может оказаться загазованной, прекратить производство всех огневых работ, курение, пользование стальным инструментом и другие действия, ведущие к образованию искры; принять необходимые меры к отключению всех соседних производственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в загазованной зоне; запретить всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине, для чего выставить запрещающие знаки, а при необходимости посты охранения; принять меры для предотвращения растекания нефти; сообщить о случившемся и принятых первичных мерах руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину подразделение военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую медицинскую помощь. План ликвидации возможных аварий объединения (предприятия). С момента возникновения открытого фонтана и до создания штаба по его ликвидации действия руководства и инженерно-технических работников объединения и предприятия должны быть предусмотрены "Планом ликвидации возможных аварий" (ПЛВА). ПЛВА вводится в действие по сигналу "Открытый фонтан", который исходит в объединении (предприятии) от начальника или главного инженера. В объединении (предприятии) должны быть пофамильные перечни работников, на которых распространяется ПЛВА. Каждый из указанных работников заблаговременно, под роспись, ознакамливается со своими действиями по сигналу "Открытый фонтан". Руководство объединения (предприятия) не реже одного раза в год проверяет знания работников ПЛВА путем проведения учебной тревоги "Открытый фонтан". В состав комиссии, определяющей правильность действий, включаются представители противофонтанной службы.

Аварийное расписание подразделений противофонтанной службы (ПФС). Аварийное расписание вводится в действие после получения дежурным по подразделению сообщения о возникновении открытого фонтана и объявлении сигнала «Тревога». Аварийное расписание охватывает первоочередные и подготовительные действия личного состава, начиная с момента получения сигнала "Тревога" и до создания штаба по ликвидации открытого фонтана. Первоочередные действия личного состава по сигналу «Тревога». Дежурный по подразделению, получивший сообщение о возникновении фонтана, обязан: 1) выяснить первичные данные по фонтанирующей скважине; 2) занести полученные данные в "Журнал регистрации вызовов на аварию" с указанием фамилии и должности передавшего сигнал;

3) сообщить об открытом фонтане всему оперативному составу согласно "Схеме оповещения"; 4) выписать дежурному водителю оперативного автомобиля аварийный путевой лист и отправить его для сбора личного состава согласно "Схеме сбора". В случае нахождения личного состава в расположении подразделения дежурный после приема и записи сведений о фонтане подает сигнал "Тревога". По прибытии оперативной группы в расположение подразделения ПФС повторно уточняется обстановка на аварийной скважине и с учетом характера аварии подготавливается к выезду аварийно-оперативный транспорт с необходимыми противофонтанными приспособлениями, оборудованием, инструментом и аппаратурой. Командир подразделения ПФС пофамильно назначает к выезду первую группу оперативников и кратко знакомит их с полученными данными об аварии и с обстановкой на скважине.

Назначенная группа во главе с командиром подразделения ПФС должна в кратчайший срок выехать к месту аварии. Дежурный по подразделению записывает в "Журнал регистрации вызовов на аварию" состав оперативной группы, выехавшей на аварию, и время выезда. Действия оперативной группы на аварийной скважине до создания штаба. По прибытии на аварийную скважину личный состав экипируется согласно действующим регламентам. Командир разбивает группу на три звена: оперативное, страхующее и газометрическое и ставит задачу каждому звену. Оперативное звено выполняет следующие задачи: спасение людей, застигнутых аварией, оказание доврачебной помощи пострадавшим; выполнение первоочередных мероприятий бригады, если они полностью не выполнены; эвакуация людей с близлежащих производственных и жилых объектов, если такая необходимость существует. Газометрическое звено определяет границы загазованной зоны. По замкнутому контуру границ загазованной зоны устанавливают красные флажки, предупреждающие и запрещающие знаки: "Загазованная зона. Вход и въезд запрещен", "Газоопасно", "Огнеопасно", "Не курить" и др. При этом в специально намеченных местах (на путях возможного движения) из числа работников обслуживаемых предприятий выставляют контрольные посты. При наличии в районе аварии производственных объектов, жилых помещений, погребов, подвалов, колодцев и т.п. в каждом из них также проводят анализы на токсичность и взрываемость. При обнаружении мест скопления газа, опасных в отношении взрыва, пожара или токсичности, немедленно эвакуируются находящиеся там люди. Страхующее звено выполняет следующие задачи: поддерживает постоянную связь с оперативным звеном, проводящим работы в опасной зоне, для этой связи используются специальные жесты, звуковые и световые коды, а также посыльные; ведет визуальное наблюдение за состоянием аварийной скважины, вышки, а также за прилегающей территорией, о всех замеченных изменениях следует докладывать командиру подразделения; при возникновении ситуаций, угрожающих жизни работающих в опасной зоне, ставит в известность об этом непосредственно исполнителей; принимает меры по эвакуации пострадавших и оказанию им доврачебной помощи с последующей отправкой в медицинское учреждение. Первоочередные задачи оперативной группы на месте аварии считаются выполненными, если ситуация в районе аварийной скважины находится под контролем и по возможности исключена опасность взрыва, распространения пламени, отравления и других несчастных случаев, а также осложнения для предстоящих аварийных работ. Организация работ по ликвидации открытого фонтана. Оперативное управление работами по ликвидации открытого фонтана осуществляет штаб, который несет полную ответственность за принятые решения и обеспечение безопасности работ. Штаб создается приказом по объединению. В состав штаба входят инженерно-технические работники объединения, предприятия, представители военизированной части, пожарной охраны, медицинской и других служб, участвующих в ликвидации фонтана. Ответственным руководителем (начальником штаба) по ликвидации открытого фонтана назначается представитель объединения по должности не ниже заместителя начальника, а его заместителем, ответственным исполнителем работ, старший начальник военизированной части.

Ответственному исполнителю работ подчиняются, помимо работников военизированной части, все лица, выделенные штабом для ведения работ по ликвидации открытого фонтана. В случае загорания открытого фонтана ответственным исполнителем по тушению пожара назначается старший руководитель пожарной охраны. Штабом должны быть определены: а) места и периодичность отбора проб воздуха на токсичность и взрываемость; б) допустимая концентрация газа, при которой прекращается работа как людей, так и технических средств; в) виды и типы применяемых средств защиты, места их хранения и порядок пользования; г) места курения и общего пользования; д) способы внутренней связи по видам служб; е) необходимое количество воды для создания водяной защиты работающих в опасной зоне людей, орошения фонтана, движущихся механизмов; ж) источники воды и способы ее подвода к скважине; з) продолжительность работы в опасной зоне в защитных средствах и без них; и) способы сбора растекающейся нефти и сжигания газа; к) места обогрева и сушки одежды; л) порядок приема пищи и отдыха; м) место нахождения пункта медицинской помощи. Работы по ликвидации открытого фонтана ведутся по оперативному плану, утвержденному начальником штаба. План должен предусматривать весь комплекс организационно-технических мероприятий, необходимых для успешного и безопасного проведения работ. Для проведения подготовительных и вспомогательных работ по ликвидации фонтана штабом создаются: пожарная служба (водяная защита работающих на устье фонтанирующей скважины людей, орошение струи фонтана и металлоконструкций и др.); служба обеспечения водой (определение источников воды, подготовка емкостей, трубопроводов, амбаров, создание запасов воды и др.); служба обеспечения промывочной жидкостью (заготовка емкостей, химреагентов, глины, глинопорошков, утяжелителя, приготовление раствора и контроль его параметров, транспортировка на скважину и др.); транспортная служба (обеспечение проводимых работ всеми видами транспорта, тракторами, бульдозерами, спецагрегатами и др.); строительная служба (сооружение амбаров, плотин, рытье каналов и траншей для стока жидкости, строительство дорог, помещений, различных деревянных и металлических конструкций); служба подготовки оборудования (разработка, изготовление и гидравлические ипытания оборудования и приспособлений); служба снабжения (доставка оборудования, приспособлений, труб, емкостей, материалов, спецодежды и др.); служба связи (обеспечение бесперебойной телефонной или радиосвязью штаба с министерством, объединением, УБР, НГДУ и вспомогательными службами); служба питания (заготовка продуктов питания, своевременное приготовление и раздача пищи, обеспечение молоком работающих в загазованной зоне); бытовая служба (подготовка и обслуживание мест отдыха работников, занятых на работах по ликвидации фонтана, душевых, сушилок, раздевалок и др.); технологическая служба (расчеты параметров задавочной жидкости и режимов глушения, контроль ведения работ по проводке наклонных скважин, разработка технической документации на нестандартное оборудование и др.); газометрическая служба (отбор проб воздуха на токсичность и взрываемость, определение границ загазованной зоны, составление карты-схемы загазованности территории, прилегающей к скважине, проверка исправности защитной аппаратуры и др.); медицинская служба (обеспечение дежурства "скорой помощи", создание необходимых запасов медикаментов, медицинских инструментов и приборов, своевременное оказание помощи пострадавшим); контрольно-пропускная служба (оцепление загазованной зоны, расстановка постов, предупреждающих и запрещающих знаков, регистрация входящих в опасную зону и выходящих из нее людей по специальным пропускам и др.). Работы по ликвидации открытого фонтана выполняются лицами из респираторного состава военизированной части по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

Первичной единицей, способной выполнять отдельные оперативные задания по ликвидации открытых фонтанов, является звено, в составе не менее трех человек. Организационно завершенным формированием, способным выполнять работы по ликвидации фонтана, является оперативная группа военизированного отряда, которая должна иметь в своем составе не менее четырех оперативных звеньев, газометрическое звено и звено подготовки изолирующих аппаратов. Оперативная группа оснащается спецприспособлениями, оборудованием, газоаналитической и газозащитной аппаратурой, материалами и защитной одеждой, применение которых должно обеспечить надежность и безопасность работ.