Буріння свердловин

Загальні положення

6.5.1. Введення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з прийому бурової установки після повної готовності, випробування, обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади

Готовність до пуску оформлюється актом (додаток 9).

Склад комісії визначається наказом по підприємству. В роботі комісії бере участь представник Держнаглядохоронпраці.

Пускова документація повинна зберігатись в буровому підприємстві і на буровій.

6.5.2. У процесі буріння згідно з регламентуючими документами контролюються наступні 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 у приймальних місткостях під час буріння.

Контрольно-вимірювальні прилади для контролю за процесом буріння повинні бути в полі зору бурильника і захищені від вібрації та атмосферних опадів.

В процесі буріння слід контролювати траєкторію стовбура свердловини. Об’єм та періодичність вимірів визначається проектом. Фактична траєкторія стовбура в просторі повинна бути на буровій.

На буровій щозміни слід заповнювати вахтовий журнал встановленої форми.

В процесі буріння та після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу слід підіймати на першій швидкості.

6.5.3. Начальник бурової або майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи, що проведені на буровій, за міжнародною або іншою формою. До добового рапорту додаються діаграми реєструючих контрольно-вимірювальних приладів.

6.5.4. Організація і порядок зміни вахт, періодичність та реєстрація інструктажів з охорони праці на робочому місці встановлюються Положенням, розробленим буровим підприємством.

Спуско-підйомні операції

6.5.5. Спуско-підйомні операції в процесі буріння необхідно проводити з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання, стану свердловини, а також особливостей технологічних операцій, що виконуються.

Швидкості спуско-підйомних операцій регламентуються технологічною службою бурової організації, виходячи зі стану стовбура свердловини та допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки.

6.5.6. Вести спуско-підйомні операції необхідно з використанням механізмів для згвинчування (розгвинчування) труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим робітником повинна бути встановлена звукова сигналізація.

6.5.7. При піднятті бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристосувань (обтираторів).

6.5.8. Ліквідацію ускладнень в процесі піднімання або спускання бурильного інструменту слід проводити відповідно до діючих інструкцій та заходів щодо запобігання аваріям.

6.5.9. На гирло необхідно встановлювати пристрій, що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час спуско-підйомних операцій.

6.5.10. Для запобігання зісковзуванню бурильних і обважнених труб з підсвічника, підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру висотою не менше 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини.

6.5.11. Забороняється проводити спуско-підйомні операції при:

а) відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блоку, обмежувача вантажопідйомності лебідки;

б) несправності обладнання, інструменту;

в) неповному складі вахти;

г) швидкості вітру понад 15 м/с;

д) відсутності видимості під час туману і снігопаду;

е) застопореному гаку.

6.5.12. Розкріплювати і згвинчувати нарізні з'єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора забороняється.

6.5.13. Бурова бригада щозмінно повинна проводити профілактичний огляд підйомного обладнання (лебідки, талевого блоку, гака, гакоблоку, вертлюга, штропів, талевого каната і пристроїв для його кріплення, елеваторів, спайдерів, запобіжних пристроїв, блокувань тощо).

6.5.14. Під час спуско-підйомних операцій забороняється:

а) знаходитись у радіусі (зоні) дії автоматичних і машинних ключів, робочих і страхових канатів;

б) подавати бурильні свічи з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв (відвідних гачків);

в) викидати на містки “двотрубку” або брати із містків для нарощування;

г) користуватись перевернутим елеватором, а також елеваторами, які не обладнані запобіжником самочинного їх розкриття.

6.5.15. Режими підняття ненавантаженого елеватора, а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні виключати розгойдування талевої системи.

6.5.16. Підводити машинні і автоматичні ключі до колони бурильних (обсадних) труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор.

6.5.17. 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 забороняється.

6.5.18. Кульовий кран, який встановлений на ведучій трубі, повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його слід лише за окремою командою під час ГНВП (газонафтоводопрояву).

6.5.19. Клиновий захоплювач забороняється вмикати до повної зупинки руху бурильної колони.

6.5.20. Забороняється вмикання ротора при незастрахованих (або незакріплених) від вискакування з ротора роторних клинах.

6.5.21. Під час СПО до повної зупинки елеватора забороняється знаходження людей в радіусі 2 м від ротора.

6.5.22. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічи АСП повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.

6.5.23. Забороняється проводити буріння квадратними клинами, не закріпленими двома болтами.

Бурові розчини

6.5.24. 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.

6.5.25. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов.

6.5.26. 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) 10-15% для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 до 1200 м), але не більше 1,5 МПа;

б) 5-10% для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 до 2500 м), але не більше 2,5 МПа;

в) 4-7% для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 і до проектної глибини), але не більше 3,5 МПа.

6.5.27. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних втрат) повинна виключати можливість гідророзриву або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.

6.5.28. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до втрати стійкості і текучості, густина, фільтрація, хімсклад бурового розчину встановлюються виходячи з необхідності забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, встановлених для усього інтервалу сумісних умов буріння.

6.5.29. За узгодженим рішенням проектувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби допускаються відхилення від вимог п.6.5.26 цих Правил у випадку поглинання бурового розчину в процесі буріння (з виходом або без виходу циркуляції).

Поглиблення свердловини в таких умовах повинне здійснюватись за спеціальним планом з комплексом заходів щодо запобігання газонафтоводопроявам.

6.5.30. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що знаходиться в циркуляції, більше, ніж на 0,02 г/см³ від установленої проектом величини (крім випадків ліквідації газонафтоводопроявів).

6.5.31. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно керуватися інструкціями з безпечної роботи з хімічними реагентами і (у необхідних випадках) користуватися захисними засобами.

6.5.32. У випадку технологічної необхідності підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства.

6.5.33. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні бути вжиті 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 у разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.

При концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м³ роботи повинні бути припинені, люди виведені з небезпечної зони.

6.5.34. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50°С перевищувати максимально очікувану температуру розчину на гирлі свердловини.

6.5.35. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватись комплексом засобів, передбачених проектом на будівництво свердловини.

Компоновка і експлуатація бурильних колон

6.5.36. Компоновка бурильної колони повинна відповідати розрахунку, закладеному у проекті.

Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з врахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути для роторного буріння не менше 1,5, при бурінні вибійними двигунами - 1,4.

Запас міцності бурильної колони (на зминання) при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше 1,15.

6.5.37. Компонування бурильної колони повинно проводитись згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.

6.5.38. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта на нього або комплект не дозволяється.

Паспорти на бурильні труби (комплекти), ведучі, обважнені бурильні труби, перехідники і опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструмента і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.

Паспорти на комплекти труб, ведучі, бурильні труби, обважнені бурильні труби, перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства та у буровій бригаді (бригаді КРС).

Дані про встановлення їх у компоновку бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно заноситись у паспорти безпосередньо керівництвом бурової.

На буровій (в бригаді КРС) на всі складові компоновки колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.

6.5.39. Необхідність встановлення протекторів на бурильні труби визначається проектом.

6.5.40. Згвинчування замкових з’єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компоновки низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих заводами-виробниками величин крутних моментів.

Дата добавления: 2015-07-18