2.25. Ходовий і нерухомий кінці талевого каната під навантаженням не повинні торкатися елементів бурової вишки.
2.26. Машинні ключі підвішуються горизонтально на сталевих канатах діаметром не менше 12,5 мм і обладнуються контрвантажами для легкості регулювання висоти. Механізми зрівноваження машинних ключів повинні бути огороджені.
2.27. Машинний ключ, крім робочого каната, оснащується страховим канатом діаметром не менше 18 мм, який одним кінцем кріпиться до корпуса ключа, а іншим - до основи вишкового блока чи ноги бурової вишки. Страховий канат повинен бути довше робочого каната на 15 - 20 см. Канати повинні кріпитися окремо один від одного.
2.28. Оснащення талевої системи повинно відповідати вимогам проекту і технічним умовам експлуатації бурової установки.
2.29. У процесі експлуатації бурова вишка кожні два місяці повинна оглядатися буровим майстром і механіком і один раз на рік - спеціальною бригадою з обстеження бурових вишок у порядку, визначеному підприємством. Результати огляду за їх підписами заносяться в журнал перевірки технічного стану обладнання.
Крім того, стан бурової вишки перевіряється за участю представника вишкомонтажного цеху або особи, що відповідає за монтаж, у таких випадках:
а) перед спуском обсадної колони;
б) перед початком та після закінчення аварійних робіт, які вимагають розходжування прихопленої колони труб;
в) після сильного вітру зі швидкістю: для відкритої місцевості більше 15 м/с, для лісів або коли бурова вишка споруджена в котловині, більше 21 м/с;
г) до початку та після закінчення перетягування бурової вишки;
ґ) після відкритих фонтанів і викидів.
Результати перевірки технічного стану бурової вишки оформлюються актом за підписом спеціалістів, що проводили огляд (форма акта про перевірку бурової вишки наведена в додатку 7).
Кронблоки, рами кронблоків та підкронблочні балки бурових вишок і щогл повинні оглядатися з перевіркою усіх вузлів кріплення не рідше ніж один раз на два місяці.
Дефектні елементи бурової вишки повинні бути відновлені або замінені до початку робіт. Основні ремонтні роботи повинні фіксуватися в технічному паспорті бурової вишки.
Після граничного строку експлуатації бурової вишки здійснюється її експертне обстеження згідно з вимогами НПАОП 0.00-6.18-04. Оцінка технічного стану повинна ґрунтуватись на результатах неруйнівного контролю та технічної діагностики в обсязі, визначеному стандартом "Неруйнівний контроль та оцінка технічного стану металоконструкцій бурових вишок в розібраному і зібраному стані" (ГСТУ 320.02829777.014-99).
2.30. Усі приміщення бурової установки після розкриття продуктивного горизонту повинні провітрюватись, для чого в приміщеннях насосного, дегазаційного блоків та блока ємностей бурового розчину повинні бути облаштовані вікна. Бурова бригада повинна бути забезпечена газоаналізаторами для проведення необхідних замірів.
3. Буріння свердловин
3.1. Загальні вимоги
3.1.1. Уведення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з приймання бурової установки після повної готовності, випробування, обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади.
Склад комісії визначається наказом по підприємству. В роботі комісії бере участь представник Держгірпромнагляду.
Готовність до пуску оформлюється актом (форма акта про введення в експлуатацію бурової установки наведена в додатку 8).
Пускова документація повинна зберігатись на буровому підприємстві і на буровому майданчику.
3.1.2. У процесі буріння згідно з нормативно-технічними документами контролюються такі параметри:
а) вага на гаку з реєстрацією на діаграмі;
б) якісна характеристика бурового розчину з реєстрацією в журналі;
в) тиск у маніфольді бурових насосів з реєстрацією на діаграмі чи в журналі;
г) рівень розчину в приймальних ємностях під час буріння.
Контрольно-вимірювальні прилади для контролю за процесом буріння повинні перебувати в полі зору бурильника і бути захищеними від вібрації та атмосферних опадів.
У процесі буріння необхідно контролювати траєкторію стовбура свердловини. Обсяг та періодичність вимірів визначаються проектом. На буровій установці повинна бути схема фактичної траєкторії стовбура в просторі.
На буровій установці необхідно щозміни заповнювати вахтовий журнал установленої форми.
У процесі буріння після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу необхідно підіймати на першій швидкості.
3.1.3. Начальник бурової установки або буровий майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи, що проведені на буровій. До добового рапорту додаються діаграми реєструвальних контрольно-вимірювальних приладів.
3.1.4. Організація і порядок зміни вахти встановлюються положенням, розробленим буровим підприємством.
3.2. Спуско-підйомні операції
3.2.1. СПО в процесі буріння проводяться з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання, стану свердловини, а також особливостей технологічних операцій, що виконуються.
Швидкості спуско-підйомних операцій регламентуються технологічною службою бурового підприємства, виходячи зі стану стовбура свердловини та допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки.
3.2.2. Виконувати спуско-підйомні операції необхідно з використанням механізмів для згвинчування (розгвинчування) труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим працівником повинна бути встановлена звукова сигналізація.
3.2.3. При підніманні бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристроїв (обтираторів).
3.2.4. Ліквідація ускладнень у процесі піднімання або спускання бурильного інструменту проводиться відповідно до заходів щодо запобігання аваріям та згідно з нормативно-технічними документами.
3.2.5. На устя встановлюється пристрій, що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час спуско-підйомних операцій.
3.2.6. Для запобігання зісковзуванню бурильних і обважнених труб з підсвічника підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру заввишки не менше 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини.
3.2.7. Не дозволяється проводити спуско-підйомні операції при:
а) відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блока;
б) несправності обладнання, інструменту;
в) неповному складі вахти;
г) швидкості вітру понад 15 м/с;
ґ) видимості менше 50 м під час туману і снігопаду;
д) застопореному гаку талевого блока.
3.2.8. Не дозволяється розкріплювати і згвинчувати різьбові з'єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора.
3.2.9. Бурова бригада щозміни повинна проводити профілактичний огляд підйомного обладнання (лебідки, талевого блока, гака, гакоблока, вертлюга, стропів, талевого каната і пристроїв для його кріплення, елеваторів, спайдерів, запобіжних пристроїв, блокувань тощо).
3.2.10. Під час спуско-підйомних операцій не дозволяється:
а) перебувати в радіусі (зоні) дії автоматичних і машинних ключів, робочих і страхових канатів;
б) подавати бурильні свічі з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв (відвідних гачків);
в) викидати на містки "двотрубку" або брати її з містків для нарощування;
г) користуватись перевернутим елеватором, а також елеваторами, які не обладнані запобіжником їх самочинного розкриття;
ґ) викидати труби на містки, коли дверка елеватора повернута вниз.
3.2.11. Режими підняття ненавантаженого елеватора, а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні унеможливлювати розгойдування талевої системи.
3.2.12. Підводити машинні і автоматичні ключі до колони бурильних (обсадних) труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор.
3.2.13. При застосуванні пневморозкріплювача необхідно, щоб натяжний канат і ключ розташовувалися в одній горизонтальній площині. Канат повинен надійно кріпитися до штока пневморозкріплювача. Робота пневморозкріплювача без направляючого поворотного ролика не дозволяється.
3.2.14. Кульовий кран, який встановлений на ведучій трубі, повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його необхідно лише за окремою командою під час ГНВП.
3.2.15. Не дозволяється вмикати клиновий захоплювач до повної зупинки руху бурильної колони.
3.2.16. Не дозволяється вмикання ротора при незастрахованих (або незакріплених) від вискакування з ротора роторних клинах.
3.2.17. Під час СПО до повної зупинки елеватора не дозволяється перебування людей в радіусі 2 м від ротора.
3.2.18. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічі комплексу для автоматичного виконання спуско-підйомних операцій повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.
3.2.19. Не дозволяється проводити буріння квадратними клинами, не закріпленими двома болтами.
3.3. Бурові розчини
3.3.1. Тип і властивості бурового розчину в комплексі з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння з високими техніко-економічними показниками, а також безпечне розкриття продуктивних горизонтів.
3.3.2. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов.
3.3.3. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, який перевищує пластовий тиск на величину:
а) від 10 % до 15 % - для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 м до 1200 м), але не більше 1,5 МПа;
б) від 5 % до 10 % - для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 м до 2500 м), але не більше 2,5 МПа;
в) від 4 % до 7 % - для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 м і до проектної глибини), але не більше 3,5 МПа.
3.3.4. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних утрат) повинна унеможливлювати гідророзрив або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.5. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до втрати стійкості й текучості, густина, фільтрація, хімічний склад бурового розчину встановлюються, виходячи з потреби забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, установлених для усього інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.6. При розкритих продуктивних горизонтах у випадку поглинання бурового розчину подальші роботи ведуться за окремим планом, складеним за спільним рішенням проектувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, яке оформлюється протоколом.
3.3.7. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що перебуває в циркуляції, більше ніж на 20 кг/м3(0,02 г/см 3) від установленої проектом величини (крім випадків ліквідації ГНВП).
3.3.8. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно керуватися інструкціями з безпечної роботи з хімічними реагентами і користуватися захисними засобами.
3.3.9. У випадку технологічної потреби підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства.
3.3.10. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні вживатись заходи щодо запобіганнязабрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора, у блоці приготування розчину, біля вібросит та в насосному приміщенні, а в разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.
При концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м3роботи повинні бути припинені, люди виведені з небезпечної зони.
3.3.11. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50° C перевищувати максимально очікувану температуру розчину на усті свердловини.
3.3.12. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватись комплексом засобів, передбачених проектом на будівництво свердловини.
3.4. Компонування і експлуатація бурильних колон
3.4.1. Компонування бурильної колони повинно відповідати розрахунку, закладеному в проекті.
Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з урахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути не менше ніж: 1,5 - для роторного буріння; 1,4 - при бурінні вибійними двигунами.
Запас міцності бурильної колони (на зминання) при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше ніж 1,15.
3.4.2. Компонування бурильної колони повинно проводитись згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.
3.4.3. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта (комплекту) не дозволяється.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, обважнені), перехідники і опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструменту і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, обважнені), перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства або в буровій бригаді (бригаді КРС).
Дані про їх установлення у компонування бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно заноситись у паспорти безпосередньо начальником бурової установки.
На буровому майданчику (у бригаді КРС) на всі складові компонування колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.
3.4.4. Необхідність установлення протекторів на бурильні труби визначається проектом.
3.4.5. Згвинчування замкових з'єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компонування низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих підприємствами-виробниками величин крутних моментів.
3.5. Буріння електробуром
3.5.1. Високовольтна камера станції керування електробуром, у якій установлені контактор і роз'єднувач силового кола електробура, повинна мати двері, механічно зблоковані з приводом роз'єднувача, для запобігання відкриттю їх при ввімкненому роз'єднувачі.
На дверях освітленої усередині високовольтної камери повинно бути віконце для спостереження за положенням усіх трьох рухомих контактів ("ножів") роз'єднувача (увімкнуті чи вимкнуті). Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника при електробурінні робить запис в експлуатаційному журналі один раз на зміну.
3.5.2. Усі зовнішні болтові з'єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення, що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації.
3.5.3. Робота з нарощування бурильної колони, а також промивання водою контактної муфти робочої труби (квадрата) повинна проводитись при вимкнутому роз'єднувачі електробура.
Увімкнення роз'єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби.
На щиті КВП бурової установки має бути встановлено світлове табло, яке сигналізує про увімкнення або вимкнення лінійного роз'єднувача в станції керування електробуром.
3.5.4. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі необхідно вимкнути роз'єднувач електробура, а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз'єднувача і рубильника (установленому автоматі) повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.5. При виконанні ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю, що живить кола керування, і вимкнутий роз'єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.6. У кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр, установлений на пульті керування електробуром.
3.5.7. Кабель, що живить електробур, на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової (на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини) повинен бути захищений від механічних пошкоджень.
3.5.8. Усі металеві конструкції (бурова вишка, привишкові споруди, корпуси електрообладнання, пультів і станцій керування, труби для прокладання кабелю і проводів корпуса кільцевого струмоприймача і вертлюга, сталевий запобіжний канат, що обв'язує буровий шланг, та ін.), пов'язані з системою живлення енергією електробура, повинні бути заземлені термостійкими провідниками, приєднання яких повинно виконуватись зварюванням, а де це неможливо - болтовими з'єднаннями.
Місця приєднання заземлювальних провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду.
3.5.9. Огляд заземлювальних провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз на зміну із записом в експлуатаційному журналі.
3.5.10. Після з'єднання кільцевого струмоприймача з ведучою трубою (квадратом) перевіряється наявність з'єднання контактної муфти струмоприймача з контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу (свердловини) не дозволяється.
Буріння під шурф, а також на початку буріння свердловини електробуром, який живиться за системою "два проводи - труба", дозволяється при дотриманні таких умов:
а) корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення, опір якого не повинен перевищувати 0,6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлювального хомута, що накладається на корпус електробура і забезпечує надійний електричний контакт.
Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій, що накладається на корпус електробура, то допускається використання вказаного пристрою для заземлення електробура.
Хомут (або пристрій для зняття реактивного моменту) повинен приєднуватись до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше ніж 35 мм2;
б) при бурінні шурфу, а також на початку буріння свердловини обов'язково має бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових установках.
3.5.11. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту не менше ніж 3 м.
Перевірка роботи електробура повинна виконуватись двома особами - бурильником і електромонтером.
3.5.12. Не дозволяється під час роботи електробура торкатись до бурового шланга (наприклад, відводити його).
3.5.13. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром (без права виконання ремонтних робіт) здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з НПАОП 40.1-1.21-98.
4. Кріплення свердловин
4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:
а) безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;
б) безпечне буріння свердловини до проектної глибини;
в) герметичність обсадних колон та заколонних просторів;
г) надійну ізоляцію флюїдовміщувальних горизонтів.
4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід установлювати нижче їх підошви або в щільних пропластках.
До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї технічної колони або кондуктора до глибини, яка унеможливлює розрив порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації устя свердловини.
4.3. Технічна колона разом з ОП повинна забезпечувати:
а) герметизацію устя свердловини у випадках газонафтоводопроявів, викидів та відкритого фонтанування;
б) протистояння впливу максимальних зминаючих навантажень при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня, а також в інтервалі порід, схильних до текучості.
4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна складати:
а) за кондуктором - до устя свердловини;
б) за проміжними колонами всіх свердловин - до устя;
в) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, - не менше 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
г) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі - не менше 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони.
Крім випадків, передбачених підпунктами "а" - "г" пункту 4.4 глави 4 розділу V цих Правил, кільцевий простір заповнюється тампонажним розчином до устя свердловини.
4.5. Усі обрані з урахуванням вимог пункту 4.4 глави 4 розділу V цих Правил інтервали цементування поєднуються в один загальний. При цьому проектна висота підняття тампонажного розчинуза обсадними колонами повинна передбачати:
а) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщувальних горизонтів, що перекриваються;
б) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;
в) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.