6.4.2. Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы в плотных пропластках.
До начала раскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.
6.4.3 Техническая колонна вместе с противовыбросовым оборудованием должна обеспечивать:
а) герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования;
б) противостояние максимальным сминающим нагрузкам в интервале пород, склонных к текучести, при открытом фонтанировании или поглощении бурового раствора с падением его уровня .
6.4.4. Высота заполнения тампонажным раствором кольцевого пространства должна составлять:
а) за кондуктором - до устья скважины;
б) за промежуточными колоннами всех скважин - до устья;
в) за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин (при пластовых давлениях выше гидростатического), которые спускаются секциями и цементируются в два и больше приема, - не меньше 300 м с учетом перекрытия стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования, которые расположены выше башмака предыдущей колонны;
г) за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин (при пластовых давлениях выше гидростатического), которые спускаются секциями и цементируются в два и больше приема, а стыковочное устройство или муфта ступенчатого цементирования расположены в открытом стволе, - не меньше 200 м с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны.
Во всех других случаях кольцевое пространство должно заполняться тампонажным раствором до устья скважины.
6.4.5. Все избранные с учетом требований п.п.6.4.4 этих Правил интервалы цементирования объединяются в один общий. При этом проектная высота поднятия тампонажного раствора за обсадными колонами должна предусматривать:
а) превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и замешанного цементного раствора над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;
б) исключение гидроразрыва пород или развития интенсивного поглощения раствора;
в) возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.
6.4.6. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.
6.4.7. Обсадные колоны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологического оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
6.4.8. Обсадные трубы, поставляемые на буровые предприятия, должны быть обеспечены сертификатами качества.
Подготовка обсадных труб отечественного производства до спуска в скважину должна осуществляться на трубных базах, где проводится гидравлическое испытание труб, калибровка резьб, шаблонирование, маркировка, сортировка и измерение длины, а также проверка внешним осмотром. На трубах не должно быть вмятин, напластовок, раковин, глубоких рисок и других повреждений. Ниппельные части тела труб должны иметь одинаковую толщину стенки по всему периметру. Гидравлические испытания обсадных труб на буровой проводить, как исключение, на специально оборудованной площадке.
Обсадные трубы импортного производства перед спуском в скважину подлежат маркировке, сортировке, измерению длины и проверке внешним осмотром.
Не допускается применение обсадных труб отечественного производства, которые не прошли неразрушающий контроль на заводе-изготовителе.
6.4.9. Режим спуска обсадных колонн, выбор тампонажных материалов и растворов на их основе, а также гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
6.4.10. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
а) тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
б) рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;
в) плотность тампонажного раствора подбирается с учетом недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.
6.4.11. Запрещается применение цемента без проведения его лабораторного анализа на соответствие условиям цементирования колонны и установки цементных мостов в скважине.
6.4.12. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке.
6.4.13. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
6.4.14. Конструкция устья скважины должна обеспечивать:
а) подвеску верхней части технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);
б) контроль возможных флюидопроявлений за обсадными колонами;
в) возможность аварийного глушения скважины;
г) герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
д) испытание на герметичность обсадных колонн.
6.4.15. В процессе бурения техническая колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются проектом и уточняются технологической службой бурового предприятия.
6.5. Бурение скважин
Общие положения
6.5.1. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется по решению комиссии по приему буровой установки после полной готовности, испытания, обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады
Готовность к пуску оформляется актом (приложение 9).
Состав комиссии определяется приказом по предприятию. В работе комиссии принимает участие представитель Госнадзорохрантруда.
Пусковая документация должна храниться в буровом предприятии и на буровой.
6.5.2. В процессе бурения в соответствии с регламентирующими документами контролируются следующие параметры:
а) вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
б) качественная характеристика бурового раствора с регистрацией в журнале;
в) давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;
г) уровень раствора в приемных емкостях при бурении.
Контрольно-измерительные приборы для контроля за процессом бурения должны быть в поле зрения бурильщика и защищены от вибрации и атмосферных осадков.
В процессе бурения следует контролировать траекторию ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется проектом. Фактическая траектория ствола в пространстве должна быть на буровой.
На буровой ежесменно следует заполнять вахтенный журнал установленной формы.
В процессе бурения и после завершения долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать на первой скорости.
6.5.3. Начальник буровой или мастер представляет руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на буровой, по международной или иной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов.
6.5.4. Организация и порядок смены вахт, периодичность и регистрация инструктажей по охране труда на рабочем месте устанавливаются Положением, разработанным буровым предприятием.
Спуско-подъемные операции
6.5.5. Спуско-подъемные операции в процессе бурения необходимо проводить с учетом технического состояния и характеристик бурового оснащения, состояния скважины, а также особенностей выполняемых технологических операций.
Скорости спуско-подъемных операций регламентируются технологической службой буровой организации, исходя из состояния ствола скважины и допустимых колебаний величины гидродинамического давления на забой и стенки.
6.5.6. Вести спуско-подъемные операции необходимо с использованием механизмов для свинчивания (развинчивания) труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть установлена звуковая сигнализация.
6.5.7. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).
6.5.8. Ликвидацию осложнений в процессе подъема или спуска бурильного инструмента следует проводить в соответствии с действующими инструкциями и мерами по предупреждению аварий.
6.5.9. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при спуско-подъемных операциях.
6.5.10. Для предотвращения соскальзывания бурильных и утяжеленных труб с подсвечника, подсвечник должен иметь металлическую окантовку по периметру высотой не меньше 70 мм и отверстия для стока бурового раствора и иной жидкости.
6.5.11. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:
а) отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя грузоподъемности лебедки;
б) неисправности оборудования, инструмента;
в) неполном составе вахты;
г) скорости ветра более 15 м/с;
д) отсутствии видимости при тумане и снегопаде;
е) застопоренном крюке.
6.5.12. Раскреплять и свинчивать резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается.
6.5.13. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и т.п.).
6.5.14. Во время спуско-подъемных операций запрещается:
а) находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
б) подавать бурильные свечи из подсвечника и устанавливать их на подсвечник без использования специальных приспособлений (отводных крючков);
в) выбрасывать на мостки “двухтрубку” или брать с мостков для наращивания;
г) пользоваться перевернутым элеватором, а также элеваторами, которые не оборудованы предохранителем самовольного их раскрытия.
6.5.15. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятия с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать раскачивание талевой системы.
6.5.16. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается лишь после посадки колонны на клинья или элеватор.
6.5.17. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.
6.5.18. Шаровой кран, установленный на ведущей трубе, должен постоянно быть в открытом состоянии. Закрывать его следует лишь по отдельной команде при ГНВП (газонефтеводопроявлении).
6.5.19. Клиновой захват запрещается включать до полной остановки движения бурильной колонны.
6.5.20. Запрещается включение ротора при незастрахованных (или незакрепленных) от выскакивания из ротора роторных клиньях.
6.5.21. При СПО до полной остановки элеватора запрещается нахождение людей в радиусе 2 м от ротора.
6.5.22. Размеры сменных клиньев ПКР и механизма захвата свечи АСП должны отвечать внешним диаметрам труб, которые ними удерживаются.
6.5.23. Запрещается проводить бурение квадратными клиньями, не закрепленными двумя болтами, при отсутствии роликовых квадратных клиньев.
Буровые растворы
6.5.24. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также безопасное вскрытие продуктивных горизонтов.
6.5.25. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
6.5.26. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
а) 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
б) 5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
в) 4-7% для скважин глубиной свыше 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.
6.5.27. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
6.5.28. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения.
6.5.29. По согласованному решению проектировщика, заказчика, подрядчика и специализированной аварийно-спасательной службы допускаются отклонения от требований п.6.5.26 этих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции).
Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений.
6.5.30. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более, чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
6.5.31. Обработка бурового раствора проводится в соответствии с разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
6.5.32. В случае технологической необходимости повышения плотности бурового раствора путем закатки отдельных порций утяжеленного раствора осуществляется по специальному плану, утвержденному руководством бурового предприятия.
6.5.33. При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности – приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
6.5.34. Температура самовозгорания паров раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
6.5.35. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.
Компоновка и эксплуатация бурильных колонн
6.5.36. Компоновка бурильной колонны должна отвечать расчету, заложенному в проекте.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки с учетом крутящего момента и сгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, при бурении забойными двигателями - 1,4.
Запас прочности бурильной колонны (на смятие) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного внешнего и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.
6.5.37. Компоновка бурильной колонны должна проводиться в соответствии с ее расчетом и планом проведения соответствующих работ.
6.5.38. Эксплуатация любого элемента бурильной колонны без паспорта на него или комплект не разрешается.
Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переходники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации бурильного инструмента и заполняются на протяжении всего срока эксплуатации до их списания.
Паспорта на комплекты труб, ведущие, бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы, переходники, а также на все элементы компоновки низа бурильной колонны должны быть на базе предприятия и в буровой бригаде (бригаде КРС).
Данные об установке их в компоновку бурильной колонны, наработка и проведенные дефектоскопии должны регулярно заноситься в паспорта непосредственно руководством буровой.
На буровой (в бригаде КРС) на все составляющие компоновки колонны труб и аварийный инструмент, работающие в скважине, должны быть эскизы с указанием внешних и внутренних диаметров и длин.
6.5.39. Необходимость установки протекторов на бурильные трубы определяется проектом.
6.5.40. Свинчивание замковых соединений бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переходников и элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-производителями величинами крутящих моментов.
Бурение электробуром
6.5.41. Высоковольтная камера станции управления электробуром, где установлены контактор и разъединитель силовой цепи электробура, должна иметь дверцу, механически сблокированную с приводом разъединителя, для предупреждения открытию ее при включенном разъединителе.
На двери освещенной внутри высоковольтной камеры может быть окошко для наблюдения за положением всех трех подвижных контактов ("ножей") разъединителя (включены или отключены). Об исправности механического блокирования двери и освещения камеры помощник бурильщика при электробурении делает запись в эксплуатационном журнале 1 раз в смену.
6.5.42. Все внешние болтовые соединения на кольцевом токоприемнике электробура должны иметь крепление, предотвращающее самоотвинчивание их при вибрации.
6.5.43. Работа по наращиванию бурильной колонны, а также промывание водой контактной муфты рабочей трубы (квадрата), должна проводиться при отключенном разъединителе электробура.
Включение разъединителя допускается лишь после окончания накручивания рабочей трубы.
На щите КИП в буровой должно быть установлено световое табло, сигнализирующее о включении или отключении линейного разъединителя в станции управления электробуром.
6.5.44. Перед выполнением работ на кольцевом токоприемнике должен быть отключен разъединитель электробура, а также общий рубильник или установленный автомат цепей управления. На приводах разъединителя и рубильника (установленном автомате) должны быть вывешены плакаты "Не включать — работают люди!".
6.5.45. При выполнении ремонтных работ на панели станции управления электробуром должно быть снято напряжение с кабеля, питающего цепи управления, и отключен разъединитель электробура. На приводах отключенных аппаратов должны быть вывешены плакаты "Не включать - работают люди!" .
6.5.46. В каждую фазу цепи питания электробура должен быть включен амперметр, установленный на пульте управления электробуром.
6.5.47. Кабель, питающий электробур, на всем расстоянии от трансформатора до станции управления и от последней до отметки 3 м над уровнем пола буровой (на участке вертикальной прокладки кабеля возле стояка трубопровода промывающей жидкости) должен быть защищен от механических повреждений.
6.5.48. Все металлические конструкции (буровая вышка, привышечные сооружения, корпуса электрооборудования, пультов и станций управления, трубы для прокладывания кабеля и проводов корпуса кольцевого токоприемника и вертлюга, стальной предохранительный канат, обвязывающий буровой шланг и др.), связанные с системой питания энергией электробура, должны быть заземлены термически стойкими проводниками, присоединение которых должно выполняться свариванием, а где это невозможно - болтовыми соединениями.
Места присоединения заземляющих проводников к оборудованию и контура заземления должны быть обозримы.
6.5.49. Осмотр заземляющих проводников электробура должен проводиться помощником бурильщика при электробурении один раз в смену с записью в эксплуатационном журнале.
6.5.50. После соединения кольцевого токоприемника с ведущей трубой (квадратом) обязательно проверять наличие соединения контактной муфты токоприемника с контактным стержнем квадрата. Без такой проверки дальнейший монтаж компоновки для бурения шурфа (скважины) запрещается.
Бурение под шурф, а также в начале бурения скважины электробуром, питающимся по системе "два провода - труба" (ДПТ), разрешается при соблюдении следующих условий :