|
Стр. 3
114 140 168 273 324
127 146 178 299 340
194 351
219 377
245 426
разность диаметров <*>, мм
--------------------------
15 20 25 35 39 - 45
--------------------------------
<*> Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в
проекте.
2.3.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на
прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных
наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового
раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной
смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной
добыче нагрузок, возникающих в результате пространственного
искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и
агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.
При расчете обсадных колонн должны быть использованы
нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.
Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на
них противовыбросового оборудования должна обеспечить:
- герметизацию устья скважины в случаях
газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с
учетом превышения дополнительного давления, необходимого для
глушения скважины, не менее чем на 10%;
- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии
гидростатического давления столба бурового раствора максимальной
плотности;
- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в
случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня
бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к
текучести пород.
2.3.5. Стандарты и технические условия по изготовлению
обсадных труб должны быть согласованы с Госгортехнадзором России.
Использование импортных обсадных труб допускается при
соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом
производителя.
2.3.6. Конструкции устья скважины, колонных головок,
герметизирующих устройств должны обеспечивать:
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и
эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных
деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также
подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными
колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины;
- герметичность межколонных пространств при строительстве и
эксплуатации скважин;
- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на
герметичность.
2.3.7. Периодичность и способы проверки состояния обсадных
колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения
(смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению
безопасной проводки и эксплуатации скважины устанавливаются
проектом или планом работ, разработанным и согласованным в
установленном порядке.
Конструкция скважины должна предусматривать возможность
реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и
проводки нового ствола скважины.
2.4. Требования к строительным и вышкомонтажным работам
2.4.1. Подготовительные работы к строительству и монтажу
буровой установки могут быть начаты при выполнении требований п.
2.1.4 настоящих Правил безопасности.
2.4.2. В случае расположения строящейся скважины на
плодородных землях и землях активного сельхозпользования следует
руководствоваться установленными требованиями по землепользованию.
2.4.3. Площадки для монтажа буровой установки следует
планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения
движения сточных вод к системам их сбора и очистки.
2.4.4. Вышкомонтажные работы могут быть начаты после выдачи
вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение и рабочей
документации проекта на строительство скважины, связанной со
строительно-монтажными работами, технических условий на монтаж
оборудования и строительство привышечных сооружений, регламента
безопасной организации работ.
2.4.5. Проект на транспортирование крупного блока с вышкой или
отдельно вышки в вертикальном положении утверждается руководством
организации, осуществляющей вышкомонтажные работы, после
согласования трассы со всеми заинтересованными организациями.
Транспортирование блоков мобильных буровых установок производится
в установленном порядке. Работы выполняются под руководством
ответственного специалиста, имеющего допуск к руководству такими
работами.
В проекте должны быть отражены:
- способ транспортировки оборудования;
- трасса передвижения оборудования и пути движения
поддерживающей и страхующей техники;
- способы преодоления рвов, оврагов, выравнивания трассы, в
том числе по лесным вырубкам, перехода через дороги, линии
электропередач, водные преграды;
- количество и расстановка членов бригады, участвующей в
транспортировке оборудования, участие представителя организаций,
эксплуатирующих ЛЭП, железные дороги (в случае их пересечения).
2.4.6. Запрещаются работы на высоте по монтажу, демонтажу и
ремонту вышек и мачт, а также передвижение вышек в вертикальном
положении в ночное время, при ветре свыше 8 м/с, во время грозы,
ливня и сильного снегопада, при гололедице, тумане с
горизонтальной видимостью менее 20 м, при температуре воздуха ниже
пределов, установленных в данном регионе.
2.4.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте
вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.
2.7.8. К демонтажу буровой установки на электроприводе
разрешается приступать после получения письменного подтверждения
работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об
отключении буровой установки от электросети.
2.4.9. Демонтаж буровой вышки, вышечно-лебедочного блока при
наличии давления на устье скважины запрещается.
2.4.10. Работы по строительству сооружений, зданий, помещений,
вспомогательных объектов должны производиться в соответствии с
требованиями нормативных документов, регламентирующих условия
безопасности труда в строительстве.
2.4.11. До начала бурения стенки шахты для забуривания должны
быть укреплены или спущено и зацементировано шахтовое направление.
Якоря ветровых оттяжек должны быть испытаны на нагрузки,
установленные инструкцией по эксплуатации завода-поставщика.
2.4.12. Сдача в работу смонтированной буровой установки
производится после опрессовки нагнетательных трубопроводов,
воздухопроводов, систем управления оборудования, проверки качества
заземления, представления актов на скрытые работы.
2.5. Требования к буровым установкам, техническим
устройствам, инструменту
2.5.1. Буровое оборудование должно отвечать требованиям
государственных стандартов и настоящих Правил безопасности.
2.5.2. Требования безопасности к не вошедшим в состав
государственных стандартов оборудованию и техническим устройствам
устанавливаются техническими условиями и нормативными техническими
документами Госгортехнадзора России.
2.5.3. Технические устройства, используемые в процессе
строительства скважин, подлежат сертификации на соответствие
требованиям промышленной безопасности в порядке, установленном
Госгортехнадзором России.
2.5.4. Технические устройства, применяемые в процессе
строительства скважин, подлежат экспертизе промышленной
безопасности. Порядок проведения экспертизы промышленной
безопасности по установленному перечню технических устройств
должен соответствовать требованиям нормативных документов
Госгортехнадзора России.
2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в
состав буровой установки, должны соответствовать классу этих
установок и условиям их эксплуатации. Порядок приобретения и
комплектации бурового оборудования должен соответствовать
установленным требованиям.
2.5.6. Выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на
строительство скважины должен производиться с таким расчетом,
чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске
(подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также
при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра
"Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как
правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы
бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не
должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на
крюке". Выбор должен производиться по большей из указанных
нагрузок.
Выбор типа импортных буровых установок должен производиться с
учетом вышеназванных критериев и нормативов.
2.5.7. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше
4000 м по требованию заказчика оснащаются автоматами
спуско-подъемных операций.
2.5.8. Буровые установки должны оснащаться верхним приводом
при:
- бурении скважин с глубины более 4500 м;
- вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде
сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;
- наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в
наклонно-направленных скважинах;
- бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более
300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.
2.5.9. Буровые установки (в т.ч. импортные) должны быть
выполнены во взрывозащищенном варианте.
2.5.10. Освещенность буровых установок светильниками должна
обеспечивать освещенность:
- роторного ствола - 100 лк;
- пути движения талевого блока - 30 лк;
- помещения вышечного и насосного блоков - 75 лк;
- превенторной установки - 75 лк;
- лестниц, маршей, сходов, приемного моста - 10 лк.
2.5.11. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с
пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен
производиться с местного поста управления, а регулирование их
работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста
управления.
2.5.12. Работы на приемном мосту буровой установки по
затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию
(замене) гидравлических блоков буровых насосов должны быть
механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для
работы на приемном мосту - дистанционным.
2.5.13. Конструкция вспомогательной лебедки должна
обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на
весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен
обзор места работы и перемещения груза. При необходимости должен
быть установлен дублирующий пульт управления.
2.5.14. Буровая установка должна быть укомплектована:
- ограничителем высоты подъема талевого блока;
- ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;
- блокирующими устройствами по отключению привода буровых
насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на
10 - 15% выше максимального рабочего давления насосов для
соответствующей цилиндровой втулки;
- станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип
станции устанавливается заказчиком);
- приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее
14 м, шириной - не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка
труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;
- механизмами для приготовления, обработки, утяжеления,
очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и
отработанной жидкости при безамбарном бурении;
- устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему
управления буровой установки;
- успокоителем ходового конца талевого каната;
- системами обогрева рабочих мест;
- блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора
при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;
- приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с
открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых
(установленных) за палец свечей;
- системой запасных и приемных емкостей, оборудованных
уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;
- градуированной мерной емкостью для контролируемого долива
скважины, оснащенной уровнемером.
2.5.15. Все закрытые помещения буровой установки, где возможны
возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей,
оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим
побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с
требованиями санитарных норм и правил. Режим работы вентиляции от
момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания
строительства скважины должен быть постоянным. При достижении 20%
от нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами
должен включаться предупредительный сигнал, а при достижении 50%
предела должно быть обеспечено полное отключение оборудования и
механизмов.
2.5.16. Конструкция основания буровой вышки должна
предусматривать возможность:
- монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа
основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;
- установки стола ротора на уровне пола буровой, а также
рационального размещения:
- средств автоматизации, механизации и пультов управления;
- обогреваемого подсвечника со стоком раствора;
- воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы
обогрева;
- механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;
- механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;
- механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных
ключей;
- шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при
необходимости) утяжеленных бурильных труб;
- устройств по механизации установки ведущей трубы и УБТ в
шурфы.
2.5.17. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств,
устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное
раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть
застрахованы от падения.
2.5.18. Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть
оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены
бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются
площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в
случае возникновения аварийной ситуации. Устройство должно быть
расположено за пределами вышки и обеспечивать эвакуацию верхового
рабочего за пределы внутривышечного пространства.
2.5.19. Вышки должны оснащаться лестницами-стремянками с
устройствами инерционного или другого типа для безопасного подъема
и спуска верхового рабочего или лестницами тоннельного типа с
переходными площадками через каждые 6 м, или маршевыми лестницами
до рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными
площадками через каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа
или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и
спуска. Вышки для мобильных установок должны оборудоваться
лестницами тоннельного типа без переходных площадок.
2.5.20. На буровых насосах должны быть установлены
компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с
приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.
2.5.21. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к
основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод - к
блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов
выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными
элементами для предотвращения эрозионного износа. Конструкция
крепления элементов нагнетательного трубопровода (стояка и т.п.) к
металлоконструкциям должна предусматривать возможность центровки
талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев
нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические
хомуты.
2.5.22. Верхний силовой привод должен быть совместим со
средствами механизации спуско-подъемных операций. Управление
исполнительными механизмами и приводом силового блока должно
осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с
пультами управления другим оборудованием буровой установки
(лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода
(направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т.д.) не
должны создавать помех для ведения других технологических
операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать
грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода
должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры,
датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения
стволовой части и момента вращения.
Система противофонтанной арматуры должна включать не менее
двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть
оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление
шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого
давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой
установки, а их проходное сечение должно соответствовать
проходному сечению стволовой части.
В процессе работы должны контролироваться:
- скорость вращения бурильной колонны;
- величина крутящего момента при свинчивании и бурении;
- положение элементов трубного манипулятора;
- положение системы противофонтанной арматуры.
Монтаж и установка элементов верхнего привода должны
осуществляться специализированным персоналом в соответствии с
инструкцией завода-изготовителя (фирмы-поставщика).
2.5.23. В системе управления автоматическим ключом должна
предусматриваться возможность полного отключения механизмов от
линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью
предотвращения случайного включения.
2.5.24. По требованию заказчика (если оно содержится в
техническом задании) в конструкцию буровой установки для кустового
строительства скважин должно быть предусмотрено устройство для
подвески блока очистки к основанию вышечно-лебедочного блока.
2.5.25. На корпусах оборудования, входящего в состав талевой
системы (кронблок, талевый блок, крюк), должна быть указана их
допускаемая грузоподъемность.
2.5.26. Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и
др.), муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся
элементы оборудования, а также их выступающие части должны иметь
металлические ограждения, соответствующие установленным
требованиям.
2.5.27. Инструменты, специальные приспособления и устройства,
применяемые в процессе строительства скважин, должны
соответствовать техническим условиям по их изготовлению,
утвержденными в установленном порядке.
2.6. Требования к эксплуатации оборудования,
механизмов, инструмента
2.6.1. Порядок организации, проведения планового ремонта и
обслуживания бурового и энергетического оборудования
устанавливается буровой организацией с учетом инструкций по
эксплуатации, представляемых производителем продукции.
2.6.2. Пневматическая система буровой установки (трубопроводы,
краны, соединения и т.д.) должна быть испытана на
заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза.
После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных
работ пневмосистема должна быть испытана давлением, в 1,25 раза
превышающим рабочее, но не менее чем на 3 кгс/см2 (0,3 МПа).
2.6.3. Для подъема быстроизнашивающихся деталей весом более
300 Н (30 кгс) должны использоваться грузоподъемные механизмы
(тали и т.п.).
2.6.4. При проведении ремонтных работ должны использоваться
приспособления и устройства, обеспечивающие безопасность
обслуживающего персонала.
2.6.5. Буровые насосы должны быть оборудованы
предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств должна
обеспечивать их надежное срабатывание при установленном давлении
независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания
в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада
температур. Предохранительные устройства при их срабатывании
должны исключать возможность загрязнения оборудования и помещения
насосной.
2.6.6. Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных
устройствах насоса, должна срабатывать при давлении, превышающем
на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру
установленных цилиндровых втулок.
2.6.7. Обвязка буровых и центробежных насосов низкого давления
должна обеспечивать:
- возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового
раствора с одновременной промывкой скважины;
- полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода
сжатым воздухом.
Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением
вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть
возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке
между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.
2.6.8. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается
задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые
насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при
контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть
прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На
буровых установках с регулируемым приводом насоса установка
пусковых задвижек не обязательна, но должна быть установлена
задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.
2.6.9. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после
сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки
подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях
давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на
коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под
давлением должна составлять не менее 5 мин.
Рабочее давление и необходимый коэффициент запаса прочности
приведены ниже:
Рабочее давление, < 200 (20) 200 - 560 560 - 650 > 650 (65)
кгс/см2, (МПа) (20 - 56) (56 - 65)
Коэффициент 1,5 1,4 1,3 1,25
запаса прочности
Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.
2.6.10. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом
диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по
всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга.
2.6.11. Ходовые и неподвижный концы талевого каната под
нагрузкой не должны касаться элементов вышки.
2.6.12. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных
канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для
легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных
ключей должны быть ограждены.
2.6.13. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается
страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом
крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока
или ноге вышки. Узлы соединения канатов должны соответствовать
требованиям п. 1.5.33. Страховой канат должен быть длиннее
рабочего на 5 - 10 см.
2.6.14. Оснастка талевой системы должна соответствовать
требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола
и техническим условиям эксплуатации буровой установки.
2.6.15. Каждая вышка должна быть снабжена металлической
табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны
быть указаны:
- дата изготовления вышки;
- завод-изготовитель;
- заводской номер вышки (буровой установки);
- грузоподъемность (номинальная) вышки;
- сроки следующего испытания (проверка технического состояния)
вышки.
2.6.16. Металлический пол люльки верхового рабочего должен
быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное
ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного
ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть
застрахована от падения.
2.6.17. Проверку технического состояния вышек и их испытание
следует осуществлять в соответствии с требованиями нормативных
технических документов, утвержденных или согласованных
Госгортехнадзором России.
2.6.18. При механизированном осуществлении спуско-подъемных
операций без участия бурового рабочего на вышке должна быть
установлена площадка для обслуживания механизмов автомата
спуско-подъемных операций.
2.6.19. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и
ограничителя подъема талевого блока должно проверяться перед
началом работы каждой вахты (смены).
2.6.20. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или
поврежденных защитных ограждениях запрещается.
2.6.21. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в
зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды
деформаций в соответствии с требованиями, установленными
Госгортехнадзором России.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее
статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а
также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не
менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4.
Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при
применении клинового захвата и при воздействии на трубу
избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее
1,15.
2.6.22. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие,
утяжеленные бурильные трубы, переводники и опорно-центрирующие
элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации
бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока
эксплуатации до их списания.
2.6.23. Необходимость установки протекторов на бурильные и
ведущие трубы определяется проектом.
2.6.24. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих,
утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов
компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с
рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.
2.6.25. Буровые организации должны иметь в пределах региона
деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных
труб в скважине при аварийных работах.
2.7. Требования безопасности при бурении скважин
2.7.1. Проходка ствола
2.7.1.1. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно
контролироваться следующие параметры:
- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
- плотность, структурно-механические и реологические свойства
бурового раствора с регистрацией в журнале;
- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
- давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на
диаграмме или в журнале;
- уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления,
при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций;
- крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.
Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых
насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового
раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле
зрения бурильщика.
2.7.1.2. При бурении наклонно-направленных и горизонтальных
скважин должны контролироваться:
- азимут и зенитный угол ствола скважины;
- пространственное расположение ствола скважины;
- взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных
соседних скважин.
Периодичность контроля устанавливается проектом или
организацией.
2.7.1.3. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего
инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота
должны соответствовать рабочему проекту.
2.7.1.4. Проведение работ с регулированием дифференциального
давления в системе скважина-пласт, в т.ч. с несбалансированным
пластовым давлением, с использованием газообразных агентов,
аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в
соответствии с проектом или дополнением к проекту, согласованному
и утвержденному в установленном законодательством порядке.
2.7.1.5. Буровой организацией рекомендуется разрабатывать
мероприятия по профилактике и ликвидации типовых аварий и
осложнений.
2.7.1.6. При длительных остановках или простоях скважин, во
вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к
текучести породами (соли, пластичные глины и т.п.), бурильный
инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол
скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться
до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой
организацией.
2.7.1.7. При проведении ремонтно-изоляционных работ
запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного
разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или
столба бурового раствора, а также проницаемых горизонтов.
2.7.1.8. Аварийные работы по освобождению прихваченного
бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых
материалов (детонирующих шнуров, торпед и т.п.) должны проводиться
по специальному проекту (плану), разработанному и утвержденному
совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию
(право) на проведение этого вида работ ("Единые правила
безопасности взрывных работ", утвержденные Постановлением
Госгортехнадзора России от 30.01.2001 N 3 (зарегистрировано в
Минюсте России 07.06.2001, N 2743)).
2.7.1.9. Перед спуском в скважину нестандартного аварийного
инструмента должен быть подготовлен эскиз этого инструмента с
указанием необходимых размеров и зафиксировано его местоположение
в компоновке бурильной колонны.
2.7.1.10. Для разбуривания внутренних деталей муфт
ступенчатого цементирования, стыковочных устройств и цементных
стаканов в обсадных колоннах следует исключить УБТ из компоновки
бурильной колонны и применять долота без боковой армировки
твердыми штыревыми вставками или со срезанными периферийными
зубьями; в случае необходимости интервал установки муфты
ступенчатого цементирования или стыковочного устройства может быть
дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без
боковой армировки.
2.7.1.11. Консервация скважин в процессе их строительства
осуществляется в порядке, предусмотренном "Инструкцией о порядке
ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и
стволов", утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от
22.05.2002 N 22 (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002 за
N 3759).
При этом необходимо:
- спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска
технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную
трубу шаровой кран и обратный клапан;
- загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью
превенторной установки;
- ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить
буровой шланг от вертлюга;
- уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой
площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку;
- спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;
- слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его
сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и
нагнетательные клапаны;
- обесточить буровую установку (при дизельном приводе -
перекрыть топливопровод);
- обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины.
Дополнительные требования к временной консервации объекта, с
учетом региональных особенностей и сезонно-климатических условий,
устанавливаются документацией, разработанной и согласованной
организацией в установленном порядке.
2.7.1.12. Буровой мастер должен представлять руководству
буровой организации суточный рапорт о проведенных работах.
Форма суточного рапорта устанавливается буровой организацией с
учетом включения в его состав необходимых данных для технического
расследования и установления причин аварий, осложнений и
возникновения внештатных ситуаций.
2.7.1.13. Организация и порядок смены вахт устанавливаются
организацией в соответствии с действующим законодательством.
2.7.1.14. Периодичность и регистрация инструктажа на рабочем
месте в период проходки ствола скважины устанавливается буровой
организацией с учетом действующих нормативов в этой области.
2.7.2. Спуско-подъемные операции
2.7.2.1. Ведение спуско-подъемных операций должно
осуществляться с использованием механизмов для
свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.
Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена
надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена
сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.
2.7.2.2. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных
труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением
ротора запрещается.
2.7.2.3. При спуске бурильной колонны запрещается включать
клиновой захват до полной остановки колонны.
2.7.2.4. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне
бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на
клинья или элеватор.
2.7.2.5. Скорости спуско-подъемных операций с учетом
допустимого колебания гидродинамического давления и
продолжительность промежуточных промывок регламентируются
проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и
компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести
коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с
учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
2.7.2.6. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность
труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных
приспособлений (обтираторов).
2.7.2.7. При появлении посадок во время спуска бурильной
колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в
интервалах посадок.
2.7.2.8. На устье необходимо устанавливать устройство,
предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при
отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях.
2.7.2.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб,
устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за
пальца.
2.7.2.10. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого
блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;
- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;
- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;
- скорости ветра более 20 м/с;
- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.
2.7.2.11. 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 др.) с записью в
журнале.
2.7.2.12. При спуско-подъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и
машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого
блока;
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их
без использования специальных приспособлений;
- пользоваться перевернутым элеватором.
2.7.2.13. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также
снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать
возможность раскачивания талевой системы.
2.7.2.14. 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.
2.7.2.15. В процессе бурения и после окончания долбления
ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости
буровой лебедки.
2.7.2.16. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при
выдвинутых стрелах механизма подачи труб.
2.7.3. Буровые растворы
2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны
соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими
мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола,
обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими
технико-экономическими показателями и минимальным ущербом
окружающей среде.
2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии
газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для
горизонта с максимальным градиентом пластового давления в
интервале совместимых условий бурения.
2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового
раствора должны предусматривать создание столбом раствора
гидростатического давления на забой скважины и вскрытие
продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления
на величину не менее:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до
1200 м);
- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая
плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не
должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для
скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа) для
более глубоких скважин.
2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом
гидродинамических потерь) должна исключать возможность
гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине
интервала совместимых условий бурения.
2.7.3.5. 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.
Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15%
эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым
давлением пород).
2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и
подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3
настоящих Правил в следующих случаях:
- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с
выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких
условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий
по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с
территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной
службой;
- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием
продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к
пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).
2.7.3.7. 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).
2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в
соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом
необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих
Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с
химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться
защитными средствами.
2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в
скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора
запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной
основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) 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.
2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на
углеводородной основе должна на 50 град. С превышать максимально
ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и
газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться
комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на
строительство скважины.
2.7.4. Крепление ствола скважины
2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве
скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества.
Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых
смесей) и формируемого из них цементного камня должны
соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки
использования тампонажных материалов устанавливаются
заводом-изготовителем.
2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по
планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в
установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для
расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса
прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны)
и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности
скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.
2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны
должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других
исследований, необходимых для детального планирования процесса
крепления.
2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного
лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования
колонны запрещается.
2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и
пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений
тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию.
Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к
минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии
продуктивных горизонтов.
2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования
обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала
загустевания тампонажного раствора.
2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе
должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны
соответствовать диапазону статических температур в скважине по
всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической
температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале
скважины;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не
ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела
плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях
является недопущение разрыва пород под действием
гидродинамического давления в процессе цементирования.
|
