НПАОП 1.1.23-5.03-91Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями по «укргазпром»

postroy.net.ua - Строительный портал - Дом моей мечты

Государственный газовый концерн «Газпром»

Производственное объединение «Укргазпром»

УКРАИНСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ УКРНИИГАЗ

МЕТОДОВ ИХ ЛИКВИДАЦИИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ПРЕДПРИЯТИЯММИ ПО «УКРГАПРОМ»

(вторая редакция)

Зам. Директора Укрниигаза по научной работе, доктор

геол.-мин.наук В.И.Зильберман

Зав.отделом техники и технологии бурения В.Н. Филев

СОДЕРЖАНИЕ

I. Общие положения.

II. Педупреждение аварий

1. Предупреждение аварий с колоннами бурильных труб

2. Предупреждение прихватов при бурении скважин

3. Предупреждение аварий с обсадными колоннами при креплении скважин

4. Предупреждение аварий с долотами

5. Предупреждение аварий с турбобурами

6. Предупреждение аварий при производстве промыслово-геофизичеких работ

7. Предупреждение падения в скважину посторонних предметов и прочих аварий

8. Предупреждение газонефтеводопроявлений

III. Организационные мероприятия по предупреждению аварий

IV. Выбор методов ликвидации основных видов аварий

1. Общие положения

2. Ликвидация аварий с колоннами бурильных труб

3. Ликвидация прихватов при бурении скважин

4. Ликвидация аварий с обсадными колоннами при креплении скважин

5. Ликвидация аварий с долотами

6. Ликвидация аварий с забойными двигателями

7. Ликвидация прочих видов аварий

Список использованных источников

Настоящая «Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации» являются регламентирующим нормативно-техническим документом при разработке технических и технологических проектов, режимно-технологических карт, планов работ и других нормативных документов на бурение каждой конкретной скважины на месторождениях, площадях и ПХГ ПО Укргазпром.

Изложенные «Инструкцией...» указания и мероприятия следует выполнять с учетом специфики бурения каждой скважины в конкретных горно-геологических условиях.

Инструкция предназначена для инженерно-технических работников, буроввых мастеров, бурильщиков и их помощников, осуществляющих бурение скважин на предприятиях ПО Укргазпром.

Данная «Инструкция» разработана Укрниигазом с участием ведущих специалистов ПО Укргазпром, треста Укрбургаз, Полтавского, Шебелинского, крестищенского, Крестищенского, Стрыйского и красноградского УБР.

В редактировании второго издания «Инструкции» принимали участие:

От Укрниигаза:

В.И.Зильберман, В.Н.Филев, Э.М. Арутюнян, Н.И.Дегтев, П.М.Ширенко, Е.Саломатина, С.Н.Бондарев.

От ПО Укргазпром и его буровых предприятий:

И.В.Дияк, Н.Н.Мельник, В.Г. Филь, М.Г.Плишка, В.А.Андрусив, Н.М.Полинник, В.И.Сидоренко, М.К.Лихван, М.П.Мельник, М.Н.Мацалак.

От Украинской военизированной части:

В.Р.Радковский, Г.Л.Гейсберг

I.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1.При проводке скважин следует соблюдать «Единые технологические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых газоконден сатных месторождениях» (М.ВНИИБТ, 1983), «Инструкцию по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин» (М.Недра, 1966), «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» (М.Недра, 1974), «Руководство по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях Укргазпром» (Укрниигаз, 1984), «Инструкцию по креплению нефтяных и газовых скважин» (М., 1975), «Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин» (Краснодар, 1976), «Инструкцию по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (Куйбышев, ВНИИТнефть, 1982), «Инструкцию по испытанию скважин не герметичность (Самара, ВНИИТнефть, 1991) и другие регламентирующие документы, являющиеся основанием для проектирования и строительства скважин.

1.2. Инженерно-технические работники РИТС, ЦИТС УБР обязаны обеспечивать выполнение буровыми бригадами технических и технологических проектов на бурение скважин, контролировать соблюдение исполнителями правил, инструкций и других регламентирующих документов по безопасной проводке скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ ПО Укгазпром.

1.3. Буровые мастера и их помощники, начальники буровых обязаны выполнять требования технических и технологических проектов на строительстве скважин, указания ГТН и РТК, правила, инструкции, регламентирующие документы и дополнительные планы работ по безаварийной проводке скважин.

1.4. Бурильщики, буровые мастера и начальники буровых, являясь непосредственными руководителями и исполнителями работ по бурению скважин, несут всю ответственность за соблюдение правил и инструкций по безаварийной проводке скважин.

1.5. Принимая смену бурильщик обязан:

при нахождении бурильной колонны в скважине приподнять ее на длину не менее 15 м и убедиться по показаниям контрольно-измерительных приборов в ее целостности;

проверить исправность оборудования;

внимательно осмотреть талевый канат, тормозную систему, элеваторы, ключи и цепные передачи;

проверить исправность превенторов и их обвязку;

подробно ознакомиться с состоянием скважины, выяснить возможные зоны осложнений ствола, наличие затяжек, посадок, уступов или сужений;

ознакомиться с характером и величиной обработки предыдущего долота;

проверить качество и количество бурового раствора;

ознакомиться с распоряжениями руководства буровой бригады.

1.6. Все операции в скважине, за исключением аварийных, должны выполняться бурильщиком. Передача пульта управления и тормоза лебедки другим лицам запрещается.

1.7. В случаях возникновения в скважине осложнений или аварий бурильщик обязан немедленно сообщить об этом руководству буровой или начальнику смены РИТС (ЦИТС) через одного из своих помощников, а сам принимать соответствующие первоочередные меры по устранению осложнения (аварии) и дальнейшие работы вести под руководством бурового мастера (начальника буровой) или ИТР РИТС (ЦИТС).

II. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ

1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С КОЛОННАМИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

1.1. Все бурильные трубы, замки, переводники, центраторы, расширители калибраторы, поступающие на предприятие, должны иметь заводской сертификат (паспорт), маркировку и соответствовать требованиям стандартов и технических условий.

Запрещается вводить в эксплуатацию трубы и их соединительные элементы, не имеющие сертификатов или выписки из них.

1.2. Комплектование, эксплуатацию, ремонт, учет работы и наличие износа бурильных труб и замков к ни..., ведущих труб и переводников следует производить в соответствии с действующей «Инструкцией по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб» /4/.

1.3. Сборка всех бурильных труб должна производиться только на трубных базах в соответствии с требованиями инструкции /4/.

1.4. Запрещается производить навинчивание замков в холодном состоянии (без подогрева в специальных печах). После сборки труб следует проверить их дефектоскопией и гидроопрессовкой на давлени я: 25МПа (250кг/см2) при бурении скважин до глубины 4000м и 30МПа (300кг/см2) При бурении на глубину более 4000м.

1.5. Бурильные трубы должны быть разбиты на комплекты. В состав комплекта включаются бурильные трубы одного размера, одной группы прочности и, по возможности, одного завода-изготовителя. На каждой трубе комплекта должен быть отчетливо выбит номер комплекта (или инвентарный номер трубы). На все комплекты труб необходимо иметь паспорт или выписки из них. Номер паспорта должен совпадать с номером комплекта.

1.6. В случае уменьшения длины комплекта вследствие отбраковки отделочных труб пополнение необходимо производить за счет других неполных комплектов того же класса, имеющих примерно такой же начисленный условный износ.

Пополнение комплектов труб 1 класса допускается производить новыми трубами той же толщины стенки и группы прочности стали.

1.7. Перед отправкой на буровую бурильные, утяжеленные, ведущие трубы и переводники как новые, так и после ремонта, должны быть проверены на трубной базе (или буровой площадке) визуальным осмотром, замером основных размеров калибровкой резьбовых соединений, в бурильные и ведущие трубы, кроме этого, - опрессовкой и дефектоскопией.

На вновь собранных бурильных трубах следует нанести маркировку на расстоянии 0,25 м от ниппельного конца замка (или на его конусной фаске) выбиванием букв и цифр, в которой указать номер комплекта (или номер трубы), категорию прочности, толщину стенки, месяц и год сборки.

Эксплуатация немаркированных труб запрещается.

1.8. Доставку труб на буровую

необходимо осуществлять на официально оборудованных транспортных средствах с приспособлениями для разгрузки.

Ведущие трубы при перевозке следует вкладывать в обсадные. Сбрасывать их с транспортных средств или перетаскивать волоком запрещается.

1.9. На доставленные на буровую бурильные, утяжеленные, ведущие трубы буровому мастеру должна быть вручена выписка из паспорта, на основании которой он проверяет маркировку труб и ведет учет их работы.

1.10. Перед сборкой в свечи (или при наращивании) каждую трубу шаблонируют и замеряют стальной рулеткой. Данные замера вносят в журнал меры бурильного инструмента.

Свечи должны собираться только из труб одинаковой толщины стенки и группы прочности. Бурильщик должен записать в буровой журнал инвентарный номер, группу прочности и толщину стенки собранных труб.

1.11. При подаче труб в буровую следует не допускать ударов ниппеля о ротор.

1.12. Замковую резьбу перед свинчиванием труб необходимо очистить щеткой, промыть и смазать консистентной графитной смазкой.

Для работы в скважине с температурой до 100 С рекомендуется применять смазку Р-416 (ТУ-38-101-385-73) или ГС-1, а при температуре выше 100 С – смазку Р-113 (ТУ-38-101-330-72).

1.13. При свинчивании труб и свечей запрещается сталкивать ниппель внутрь муфты, а при развинчивании – создавать натяжку, превышающую вес отвинчиваемой трубы или свечи.

Не допускается продолжать вращение уже развинченного резьбового соединения.

1.14. При спуске все резьбовые соединения элементов элементов бурильной колонны следует крепить ключами типа АКБ, а при необходимости - докреплять машинными ключами с крутящимися моментами, указанными в таблицах 1.1. и 1.2..

1.15. Раскрепление резьбовочных соединений бурильных труб и УБТ следует производить АКБ или машинными ключами с помощью пневмораскрепителя.

1.16. Запрещается при креплении и раскреплении резьбовых соединений долот, бурильных, ведущих и утяжеленных труб применять обратный ход ротора.

1.17. Запрещается бурильные трубы захватывать ключами за теле. Захват следует производить только за замковые соединения.

1.18. При спуске труб в скважину не следует допускать резкого торможения бурильной колонны и удара элеватора о стол ротора, а также резкой посадки на клинья ПКР.

В процессе проводки скважины следует вести постоянный контроль за сработкой бурильных труб в зоне работы клиньев. Размер клиньев ПКР должен соответствовать диаметру бурильной трубы.

При спуске бурильной колонны с использованием ПКР максимальный вес ее не должен превышать значений, приведенных в таблице 1.3.

1.19. Спуск бурильной колонны, вес которой превышает 294 кН (30тс), следует производить только при включенном гидротормозе.

1.20. При роторном бурении, если в промежуточной колонне предполагается выполнить более 90 рейсов или 900ч вращения бурильной колонны, рекомендуется устанавливать резиновые кольца (протекторы) над каждым замком бурильных труб в зоне обсаженной части ствола скважины (табл.1.4.).

Под ведущей трубой следует устанавливать специальный протектор, предохраняющий от износа устьевую часть колонны.

Допускается износ колец до диаметра бурильного замка. Износ колец следует проверять через 500 ч работы в скважине.

Предохранительные резиновые кольца рекомендуется применять в скважинах с температурой до 150 С.

1.21. Комплектование бурильной колонны следует производить при условии обеспечения коэффициента запаса прочности во всех ее сечениях не менее: при роторном бурении – 1,50; при турбинном бурении – 1,40; при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола – 1,50.

Таблица 1.1.

Моменты свинчивания бурильных замков на остальных бурильных трубах, рекомендуемые ВНИИБТ (коэффициент трения Μ=0,09-0,11)

КН . м (кгс . м)

Ж) ЗПН-108ПН-120, ЗПН-155 И ЗПН-170 условные обозначения замков, привариваемых к трубам (ТБПВ)

Таблица 1.3.

Предельный вес бурильных колонн при подвеске труб в клиновом захвате.