НПАОП 0.00-1.67-13Про затвердження технічних правил ведення вибухових робіт на денній поверхні

1.8. Перед проведенням ПВР свердловина повинна бути ретельно промита для вилучення з розчину твердих фракцій, які перешкоджають спуску апарата та можуть призвести до заклинювання ПВА.

1.9. Незалежно від наявності електроустановок усі металоконструкції свердловини необхідно забезпечити надійним металевим зв'язком між собою та заземлити на єдиний заземлювач (контур заземлення свердловини).

Загальний електричний опір проводів заземлення геофізичного обладнання та контуру заземлення бурової не повинен перевищувати 4 Ом.

Для приєднання окремих заземлювальних провідників геофізичного устаткування на металоконструкції свердловини в легкодоступному, добре видимому місці знаком "Земля" необхідно позначити точку підключення.

1.10. При спорядженні та заряджанні ПВА необхідно використовувати інструмент і пристрої, що передбачені експлуатаційною документацією. Заміна інструменту, що входить до комплекту поставки, забороняється. Для згвинчування нарізних з'єднань ПВА вручну дозволяється використовувати трубні ключі.

1.11. Дозволяється приєднання геофізичного кабелю до ПВА на місці спорядження без приєднання до струмовводу або центральної жили кабелю провідника ЕВМ. Останній повинен бути замкнутим на "масу". Лебідку каротажного підйомника у цьому випадку дозволяється використовувати для підтягування до устя свердловини довгомірних ПВА.

1.12. При ПВР із застосуванням одножильного каротажного кабелю дозволяється використовувати броню і "масу" ПВА як другий провід ЕВМ.

1.13. Перед спуском ПВА у свердловину підривнику необхідно перевірити наявність, цілісність і положення герметизуючих елементів (прокладок, пробок тощо), стопорних гвинтів, а також розташованих ззовні ДШ, ЕВМ, які можуть бути пошкоджені під час транспортування ПВА до свердловини.

1.14. Після встановлення ПВА на заданій глибині підривнику необхідно перевірити електропровідність і заміряти опір вибухового електрокола приладом із робочим струмом не більше 50 мА (для надійного спрацювання ЗІ напруга джерела струму повинна забезпечувати величину змінного струму 1,5 А, а постійного - 1 А). Прилад необхідно підключати до клем перфораторної (колекторної) панелі або до клем колектора лебідки.

2. Вторинне розкриття продуктивних пластів (перфорація)

2.1. Закінчування свердловин, розкриття та випробування пластів, інтенсифікація притоків

При закінчуванні свердловин повинно бути забезпечено вторинне розкриття пластів шляхом перфорації обсадної колони, цементу та порід (прострільно-вибуховим, свердлильним або іншим методом) з максимальним збереженням фільтраційних характеристик пластів. Використання на перфорованих інтервалах торпедування чи термогазохімічної обробки повинно додатково збільшити ефективний радіус свердловини.

Геофізичний супровід вторинного розкриття пластів повинен забезпечити:

контроль за спуском у свердловину перфоратора на кабелі;

прив'язку інтервалу перфорації до геологічного розрізу;

контроль і реєстрацію факту та повноти спрацювання перфоратора (торпеди, порохового генератора тиску);

визначення фактичного положення інтервалу перфорації;

встановлення якості вторинного розкриття.

2.2. При розробленні проекту на проведення ПВР із вторинного розкриття пластів необхідно врахувати геолого-промислові властивості пласта, тип колектора, технічні та технологічні дані по свердловині, а саме:

товщину, фільтраційно-ємнісні властивості привибійної зони пласта і віддаленої зони пласта, літофаціальну характеристику пласта, в'язкість нафти (флюїду);

пластовий тиск і температуру на інтервалі перфорації;

відстань до контактів - водонафтового, газонафтового та газоводяного;

кількість обсадних колон на інтервалі перфорації;

мінімальний внутрішній діаметр колони;

максимальний кут відхилення свердловини від вертикалі;

стан обсадної колони та затрубного цементного каменю;

властивості та склад рідини, яка була використана при первинному розкритті пласта.

2.3. При виборі типу перфоратора необхідно, щоб пробивна здатність апарата забезпечувала подолання всіх перешкод у свердловині (метал колони, цементний камінь, зона проникнення фільтрату) та створення гідродинамічних каналів у гірський породі, які забезпечують ефективне розкриття пластів.

2.4. При виборі діаметра перфоратора необхідно враховувати таке:

перфоратор повинен вільно проходити по колоні труб із урахуванням звужень і викривлень;

зазор між перфораторами та обсадною колоною в інтервалі перфорації повинен забезпечувати проходження апарата без загрози його заклинювання як при спуску, так і після відстрілювання та при підійманні;

у свердловинах, заповнених рідиною з великою питомою вагою (густиною), необхідно використовувати перфоратор вагою, що забезпечить його занурення у свердловинну рідину, чи приєднувати до нього вантаж відповідної маси.

При виборі типу перфоратора необхідно враховувати таке: при незадовільному стані затрубного цементного каменю та при розкритті приконтактних зон дозволяється застосовувати тільки корпусні перфоратори типів КТ, ПК, ПКО та ПКОТ;

при розкритті пластів, насичених агресивними флюїдами, перфорацію необхідно проводити тільки при репресії;

у випадку виносу з пласта великих об'ємів частинок породи забороняється використовувати перфоратори типу ПНКТ;

у свердловинах із великим кутом викривлення (більше 40°) оптимальним є використання перфораторів типів ПНК та ПНКТ.

2.5. Розкриття пластів при депресії дозволяється проводити перфораторами типу ПНКТ, які спускають у свердловину на НКТ, та безкорпусними перфораторами типів ПР, ПРК, КПРУ, ПБ2, ПКМ, які спускають через НКТ на кабелі.

2.6. При визначенні поперечного габариту (діаметра) перфоратора повинні бути забезпечені мінімально прийнятні зазори (по діаметру) між ПВА і колоною, що надійно забезпечують прохідність ПВА у свердловині:

для кумулятивних перфораторів діаметром 65 - 105 мм при густині рідини у свердловині до 1,5 г/см - 3 : корпусних типу ПК - 10 - 15 мм, корпусних типу ПКО та безкорпусних усіх типів - 15 - 20 мм; при густині рідини 1,6 - 2,3 г/см - 3 оптимальний зазор збільшують до 1,5 раза;

для кумулятивних перфораторів діаметром 33 - 65 мм, що спускають через труби, у середовищі нафти чи легких розчинів - 5 - 8 мм.

2.7. Максимальна кількість кумулятивних зарядів, що одночасно спускають до місця проведення перфорації, не повинна перевищувати 150 - 200 шт.

У свердловинах, закріплених однією обсадною колоною, дозволяється досягнення щільності перфорації до 20 отв./м.

Щільність перфорації при роботі з безкорпусними перфораторами з вагою ВР заряду до 20 г не повинна перевищувати 20 отв./м. При вазі заряду більше 20 г щільність перфорації повинна бути в межах 5 - 10 отв./м.

2.8. Якщо відношення внутрішнього діаметра обсадної колони до габаритного розміру (діаметра) перфораторів типів ПРК, ПБ2, ПКМ дорівнює або менше 2, то при використанні довгих зборок перфораторів (більше 3 м) щільність спорядження зарядами не повинна перевищувати 10 - 12 отв./м.

2.9. Перфорацію свердловин необхідно проводити при герметично закритому усті перфораторами, які поміщають у лубрикатор і спускають на кабелі через НКТ.

НКТ до спуску та після спуску їх у свердловину (по всій довжині) повинна бути прошаблонована шаблоном довжиною не менше 2 м та діаметром на 5 мм менше внутрішнього діаметра НКТ. Нижній кінець НКТ повинен бути відкритий, обладнаний лійкою та розміщений вище інтервалу перфорації не менше ніж на 3 - 4 м. У лубрикатора, засувки у фонтанній арматурі та превентора повинен бути прохідний отвір діаметром більше розміру (діаметра) перфоратора не менше ніж на 6 мм.

2.10. Використання перфораторів, в яких оболонки зарядів і патрона алюмінієві, забороняється у свердловинах, з яких повністю не видалено кислоти та луги (агресивні середовища).

3. Ліквідація аварій та ускладнень

3.1. Дозволяється застосування енергії вибуху з використанням ПВА - торпед і перфораторів - для ліквідації різних аварій, зумовлених присипанням труб під дією перепаду тисків, заклинюванням у жолобах і місцях звуження перерізу свердловин, утворенням сальника на бурильній колоні, втратою циркуляції промивальної рідини, сторонніми предметами, залишеними на вибої, та іншими причинами.

3.2. Для струшування бурильного інструменту, розгвинчування нарізних з'єднань, обрізання колони для підйому вільної частини труб повинно застосовуватися торпедування.

Звільнення прихопленого бурового інструменту та НКТ торпедуванням необхідно проводити за спеціальним планом.

Вибір типу торпед для ліквідації аварій та ускладнень у свердловинах повинен визначатися діаметром свердловини та заряду торпеди, гідростатичним тиском і температурою в інтервалі торпедування, конфігурацією металу, що руйнується, станом стовбура та вибою свердловини.

3.3. З метою руйнування жолобів, утворених при бурінні, вибухом заряду ВР, що здійснюють для профілактики прихоплень бурильних труб, необхідно застосовувати подовжені заряди, зібрані з шашок для торпед типів ТШ і ТШТ. Параметри торпед ТШТ наведені в табл. 10.1 ( додаток 62). Діаметр заряду торпеди необхідно вибирати у межах 0,2 - 0,4 від діаметра свердловини.

3.4. Якщо розбіжність та інші оперативні заходи щодо ліквідації аварії не дали бажаного ефекту, необхідно застосувати метод струшування труб торпедами типу ТДШ. Умови вибору заряду торпед типу ТДШ для очищення фільтрів у водозабірних свердловинах наведено в табл. 10.2 ( додаток 63). Торпеда типу ТДШ по довжині повинна повністю перекрити зону прихоплення.

3.5. При проведенні робіт із застосуванням декількох торпед типів ТКО, ТКОТ забороняється використовувати торпеди з індивідуальними ЗІ (вибуховими патронами). Технічні характеристики торпед типів ТКО і ТКОТ наведено в табл. 10.3 ( додаток 64).

У разі застосування торпед типів ТКО, ТКОТ час їх знаходження у свердловині при максимально прийнятних параметрах не повинен перевищувати 5 годин. При спуску торпед на трубах тиск і температура, що максимально прийнятні, повинні бути знижені відповідно на 9,8 МПа і 20°C. При цьому максимальний час знаходження їх у свердловині не повинен перевищувати 12 годин.

3.6. У свердловинах із ускладненими умовами спуск торпед або касетних головок необхідно проводити на бурильних трубах за допомогою пристрою для підривання торпед типу ВУКТ.

4. Термогазохімічна обробка пласта

4.1. Порохові заряди, порохові генератори тиску або акумулятори тиску для комплексної обробки привибійної зони свердловини необхідно встановлювати в гірлянду зарядів, що спускається, тільки перед її введенням у лубрикатор.

Гірлянда порохових зарядів повинна встановлюватися в лубрикатор тільки при закритій центральній засувці. Пристрій, що спускається, не повинен торкатися плашок засувок.

4.2. При використанні під час комбінованої обробки привибійної зони свердловини порохових зарядів типу АДС-6 або інших засобів гідродинамічного розриву пласта повинні бути виконані вимоги, які забезпечують збереження експлуатаційної колони.

4.3. Перед використанням генератора тиску типу ПГДБК необхідно провести додаткове розкриття ділянки пласта з найбільшою проникністю кумулятивними корпусними перфораторами, доводячи загальну щільність перфорації до 30 - 40 отв./м. Пороховий генератор типу ПГДБК необхідно встановлювати на 3 - 5 м вище ділянки ущільненої перфорації.

Вибір кількості порохових зарядів генератора тиску типу ПГДБК наведено в табл. 10.4 ( додаток 65).

5. Ізоляція та розмежування пластів

5.1. У розвідувальних свердловинах, обсаджених експлуатаційною колоною, послідовне випробування декількох продуктивних пластів необхідно здійснювати роздільно: "знизу - вверх". Після закінчення випробування чергового пласта (об'єкта), окрім верхнього, необхідно проводити його ізоляцію шляхом встановлення цементного моста (або інших технічних засобів) із подальшою перевіркою місця його розташування та герметичності опресуванням і відстежуванням за динамічним рівнем.

5.2. Для розмежування пластів при послідовному їх випробуванні знизу доверху, ізоляції інтервалу або його частини в експлуатаційних свердловинах повинні використовуватися вибухові пакери типів ВП та КВП.

Вибір типорозміру вибухових пакерів залежно від внутрішнього діаметра обсадної труби наведено в табл. 10.5 ( додаток 66).

5.3. Перед спуском пакера у свердловину необхідно провести шаблонування колони обсадних труб. Діаметр шаблона повинен бути більше зовнішнього діаметра пакера на 2 - 3 мм.

5.4. При роботі з вибуховим пакером типу КВП для перевірки його прохідності та міцності в умовах свердловини шаблонування свердловини повинно проводитися пакером типу КВП, зібраним з ущільнювальних кілець, але без заряду ВР.

5.5. Масу порохового заряду для кожного вибухового пакера необхідно вибирати за спеціальними графіками залежно від внутрішнього діаметра обсадної труби та гідростатичного тиску на інтервалі встановлення.

5.6. Для уникнення впливу корозії на елементи роз'єднувального мосту при використанні пакерів типів ВП, ВПШ та ПВЦ необхідно створити додатковий міст висотою 3 - 5 м, що досягається заливанням порції цементного розчину на пристрої, встановлені у свердловині. Додаткове заливання цементу обов'язкове, якщо після встановлення вибухового пакера передбачається кислотна обробка інтервалу.

5.7. При використанні пакерів типу ВП сума гідростатичного тиску та тиску обпресування мосту не повинна перевищувати максимального тиску, дозволеного для пакерів типу ВП (60 МПа). Якщо сума гідростатичного тиску та тиску обпресування мосту перевищує максимально допустимий тиск, на пакер перед обпресуванням необхідно встановити додатковий цементний міст.

5.8. При використанні пакера типу ПВР 48, у тому числі при встановленні роз'єднувальних мостів без підйому НКТ, необхідно забезпечити відсутність перетікань рідини та газопроявів протягом усього часу очікування затвердіння цементного мосту на інтервалі встановлення.

6. Завершення ПВР

6.1. Після відстрілу (вибуху) ПВА у свердловині відповідальний виконавець ПВР повинен терміново вимкнути джерело струму вибухового електричного кола та дати команду на підняття кабелю на поверхню.

У разі застосування блока-балансу ПВА в усті свердловини необхідно підвісити за головку на вилці, стрижні або гаку та витягнути ПВА зі свердловини.

6.2. Корпусні кумулятивні перфоратори типу ПКОТ, що відмовили в дії, перед вилученням зі свердловини необхідно витримати 5 - 10 хв. в усті свердловини у повітряному середовищі для досягнення безпечних рівнів температури та тиску газів і рідини, що залишились у них, та після цього знищити. Розряджання цих перфораторів забороняється.

6.3. У безкорпусному ПВА, піднятому після відмови, необхідно, не витягаючи, по можливості, ПВА зі свердловини, від'єднати від струмовводу провід електричного ЗІ, тимчасово заізолювати його кінець, по можливості витягти ЗІ з ПВА та тільки після цього розпочати з'ясування причин відмови.

6.4. У випадку неможливості вилучення ЗІ з ПВА, що відмовили, внаслідок їхньої деформації апарати повинні бути знищені на місці проведення робіт. Тут же повинні знищуватися й ВМ, вилучені з ПВА, що відмовили, або ПВА, пошкоджені при їх доставці на свердловину чи в процесі роботи з ними.

6.5. У випадку виникнення ознак відкритого нафтогазопрояву після перфорації необхідно геофізичний кабель підрубати, а свердловину загерметизувати.

7. Заключні роботи на свердловині

Після проведення ПВР та перевірки якості виконаних робіт працівники перфораторного (каротажно-перфораторного) загону (партії) повинні виконати такі заключні роботи на свердловині:

залишки ВМ, що залишились у ПВА у результаті неповного вибуху, та ПВА і ВМ, що відмовили, повинні бути вилучені з ПВА та знищені протягом робочого дня з дотриманням вимог правил;

ПВА повинні бути очищені (обмиті) від бруду;

знаки, що встановлені на межі небезпечної зони, повинні бути зняті.

Таблиця 5.1. Величина розрахункової питомої витрати вибухових речовин

Таблиця 5.2. Перевідні коефіцієнти e для розрахунку еквівалентних зарядів для деяких ВР за ідеальною роботою вибуху (еталон - амоніт № 6-ЖВ)

Рис. 5.1. Різноманітні конструкції свердловинних зарядів:
а - суцільна колонка заряду;
б - розосереджена інертним проміжком колонка заряду;
в - комбінований заряд з різних типів ВР;
г - заряд у рукаві.

Рис. 5.2. Схема дії зосередженого заряду:
b н - ширина навалу;
h н - висота навалу;
H Т - видима глибина виїмки; W - ЛНО;
R ст - радіус зони стиснення.

Рис. 5.3. Параметри розташування свердловинних зарядів:
H - висота уступів;
L - глибина свердловини;
W - ЛНО; W п - ОПУ;
a - відстань між свердловинами у ряді;
b - відстань між рядами свердловин;
l зар - довжина заряду;
l пб - довжина перебуру;
l заб - довжина забивки;
β - кут нахилу схилу уступу.

Рис. 5.4. Схема розташування похилих свердловин.

Рис. 5.5. Схема роботи подовженого заряду викиду.

Рис. 5.6. Послідовність операцій при котловому методі підривання:
l пр - довжина першого прострільного заряду; D к - діаметр котла.

Таблиця 5.3. Орієнтовні значення показника прострілюваності nпр