СТО Газпром 7.4-007-2011

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

РУКОВОДСТВО

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ АВАРИЙ, ОСЛОЖНЕНИЙ И БРАКА

ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН


 

СТО Газпром 7.4-007-2011


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество

«Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 


 

Москва 2012

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВЗАМЕН


 

Открытым акционерным обществом «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 21 ноября 2011 г. № 702


 

Временного технологического регламента по предпреждению аварий и брака при строительстве скважин, утвержденного ОАО «Газпром» 21 июля 2005 г.


 

© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Обозначения и сокращения 4

  5. Общие положения 5

  6. Классификация инцидентов при строительстве скважин и порядок

    их расследования 9

    1. Классификация инцидентов при строительстве скважин 9

    2. Порядок расследования инцидентов и брака при строительстве скважин 11

  7. Прихваты бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия

    по их предупреждению 12

    1. Общие мероприятия по предупреждению прихватов бурильной колонны

      при бурении 12

    2. Прихваты, вызванные действием перепада давления 13

    3. Прихваты вследствие нарушения промывки, седиментации дисперсной фазы

      бурового раствора и накопления шлама 14

    4. Прихваты, вызванные интенсивным сальникообразованием 15

    5. Прихваты в породах, склонных к интенсивным обвалам и осыпям 17

    6. Прихваты вследствие течения хемогенных пород 18

    7. Прихваты бурильной колонны при ликвидации поглощений установкой

      цементных мостов 19

    8. Заклинивание бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия

      по их предупреждению 20

  8. Поломка бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия

    по их предупреждению 22

  9. Инциденты, связанные с падением колонны бурильных труб в скважину 31

  10. Предупреждение инцидентов с забойными двигателями 34

  11. Предупреждение инцидентов с породоразрушающим инструментом 36

  12. Предупреждение инцидентов и брака при бурении наклонно-направленных

    и горизонтальных скважин 39

  13. Инциденты и брак при креплении скважин. Причины возникновения

    и мероприятия по их предупреждению 41

    1. Инциденты и брак при спуске обсадных колонн в скважину 41

    2. Инциденты и брак при цементировании обсадной колонны 50

    3. Инциденты с обсадной колонной при углублении скважины 53

    4. Инциденты и брак при разбуривании цементного моста и цементного стакана 54

  14. Предупреждение инцидентов при выполнении работ сервисными организациями 55

    1. Инциденты и брак при выполнении работ по геофизическим исследованиям

      и проведении прострелочно-взрывных работ в скважине 55

    2. Инциденты и брак при работе с испытателем пластов на трубах 58

  15. Предупреждение инцидентов и брака при освоении и испытании скважин 61

  16. Предупреждение инцидентов при работе колонной гибких труб 63

  17. Осложнения при строительстве скважин. Причины возникновения и мероприятия

    по их предупреждению 66

    1. Виды и причины возникновения осложнений при строительстве скважин 66

    2. Поглощение бурового раствора 66

    3. Газонефтеводопроявления 68

    4. Рапопроявление 70

    5. Самопроизвольное искривление ствола скважины 71

    6. Кавернообразование и обвалообразование 72

    7. Сужение ствола скважины 72

    8. Желобообразование 73

    9. Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород 74

    10. Осложнения при бурении скважин в зоне многолетнемерзлых пород 74

      Приложение А (рекомендуемое) Форма профилактической карты по безопасному

      ведению работ на буровой 76

      Приложение Б (рекомендуемое) Форма технологического журнала 78

      Приложение В (рекомендуемое) Нормы отработки бурильных труб и элементов

      компоновки низа бурильной колонны 79

      Приложение Г (рекомендуемое) Рекомендуемые моменты свинчивания 82

      Приложение Д (рекомендуемое) Форма представления результатов испытаний проб тампонажных растворов, применяемых при цементировании

      обсадной колонны 90

      Приложение Е (рекомендуемое) Форма акта о готовности скважины к проведению геофизических исследований 92

      Библиография 94

      Введение


       

      Целью настоящего стандарта ОАО «Газпром» является предупреждение аварий, инцидентов, осложнений и брака в процессе выполнения работ по строительству скважин для повышения их качества и технико-экономических показателей.

      Стандартизация мероприятий по предупреждению аварий и инцидентов при строительстве скважин учитывает цели и задачи «Концепции технического регулирования в ОАО «Газпром» [1] и обеспечивает повышение уровня экологической и промышленной безопасности опасных производственных объектов ОАО «Газпром», связанных со строительством скважин. Мероприятия, изложенные в настоящем стандарте, являются общими. При их выполнении следует учитывать конкретные (для каждого региона) горно-геологические и техниче-

      ские условия бурения.

      С введением в действие настоящего стандарта утрачивает силу Временный технологический регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин, утвержденный ОАО «Газпром» 21 июля 2005 г.

      Стандарт разработан по Программе научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2009 год, утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 16 февраля 2009 г. № 01-15 и договору № 1537-0720-09-5 ОАО «СевКавНИПИгаз» с учетом предложений дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


       

      image

      РУКОВОДСТВО ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ АВАРИЙ, ОСЛОЖНЕНИЙ И БРАКА ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН


       

      image


       

      Дата введения – 2012-09-24


       

      1. Область применения


         

        1. Настоящий стандарт устанавливает требования по предупреждению аварий, инцидентов, осложнений и брака при строительстве скважин всех видов на горных отводах и соответствующих им земельных участках, пользователями которых являются ОАО «Газпром», его дочерние общества и организации.

        2. Настоящий стандарт не распространяется на строительство скважин на шельфовых месторождениях и не рассматривает неконтролируемые выбросы газа и нефти (открытые фонтаны), полное или частичное разрушение и (или) падение буровых вышек (мачт) и их частей, падение талевой системы на буровой установке, взрывы и пожары, несанкционированные взрывы при проведении прострелочно-взрывных и сейсморазведочных работ.

        3. Договоры со сторонними организациями на строительство скважин должны в обязательном порядке содержать ссылку на настоящий стандарт.


           

      2. Нормативные ссылки


         

        В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

        ГОСТ 5286-75 Замки для бурильных труб

        ГОСТ 16853-88 Канаты стальные талевые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Технические условия

        ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним

        СТО Газпром 2-3.2-036-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по учету геокриологических условий при выборе конструкций эксплуатационных скважин


         

        image

        Издание официальное

        СТО Газпром 2-3.2-118-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости

        СТО Газпром 2-3.2-174-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к теплоизолированным лифтовым трубам

        СТО Газпром 2-3.2-193-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин

        СТО Газпром 2-3.2-293-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Компоненты буровых растворов. Термины и определения. Классификация

        СТО Газпром 2-3.2-294-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Компоненты тампонажных растворов. Термины и определения. Классификация

        СТО Газпром 2-3.2-299-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Строительство скважин в хемогенных отложениях

        СТО Газпром 2-3.2-342-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технологический надзор и контроль при строительстве скважин

        СТО Газпром 7.0-001-2009 Документы нормативные для строительства скважин. Строительство скважин. Термины и определения. Классификация

        СТО Газпром 7.3-002-2010 Документы нормативные для строительства скважин. Буровые растворы. Полевые испытания

        СТО Газпром РД 2.1-148-2005 Тампонажные портландцементы. Технические требования

        Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

      3. Термины и определения


       

      3.1 авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

      [Федеральный закон [2], статья 1]

       

      В настоящем стандарте применены термины в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-193, СТО Газпром 2-3.2-293, СТО Газпром 2-3.2-294, СТО Газпром 2-3.2-342, СТО Газпром 7.0-001, Федеральным законом [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:


       


       

      3.2 аномально высокое пластовое давление: Пластовое давление с коэффициентом аномальности выше 1,3.

      [СТО Газпром 2-3.2-193-2008, пункт 3.12]

       

        1. брак при строительстве скважины: Получение результата, отличающегося от предусмотренного проектной документацией на строительство скважины, вследствие ее нарушения, и требующего дополнительных исправительных работ.

        2. затяжка: Увеличение веса на крюке буровой установки при подъеме колонны труб.


       

      3.5 инцидент: Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона, других Федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.

      [Федеральный закон [2], статья 1]

       

      3.7 осложнение строительства скважины: Отклонение от нормального процесса бурения скважины, вызванное нарушением состояния скважины и бурового инструмента по причинам геологического или технологического характера.

      [СТО Газпром 7.0-001-2009, пункт 3.65]

       

      3.6 коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического объема участка ствола скважины к номинальному объему, определяемому по диаметру породоразрушающего инструмента.


       

        1. посадка: Уменьшение веса на крюке буровой установки при спуске колонны труб.

        2. призабойная зона: Примыкающая к стволу скважины, сформированному в процессе текущего долбления, область горных пород, в которой происходят основные активные массои энергообменные процессы.

        3. рапа: Высококонцентрированный солевой раствор в природных бассейнах.

        4. редокс-метрия: Группа методов титриметрического анализа, основанных на применении окислительно-восстановительнных реакций.

        5. технологические жидкости: Буровые, тампонажные и прочие применяющиеся в процессе строительства скважины растворы, представляющие собой многокомпонентные гетерогенные полидисперсные системы.

        6. хемогенные породы: Осадочные горные породы, образующиеся в результате выпадения твердого осадка из растворов солей при физико-химических процессах.


       

      1. Обозначения и сокращения


         

        В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения: АВПД – аномально высокое пластовое давление;

        ВЗД – винтовой забойный двигатель; ВУС – вязкоупругий состав;

        ВЧ – военизированная часть;

        ГИС – геофизические исследования скважин; ГЗД – гидравлический забойный двигатель; ГНВП – газонефтеводопроявления;

        ГТИ – геологотехнологические исследования; ГТН – геолого-технический наряд;

        ИПТ – испытатель пластов на трубах; ИТР – инженерно-технический работник; КГТ – колонна гибких труб;

        КИП – контрольно-измерительные приборы; КНБК – компоновка низа бурильной колонны; ЛБТ – легкосплавные бурильные трубы;

        МКД – межколонные давления; ММП – многолетнемерзлые породы;

        МСЦ – муфта ступенчатого цементирования; НКТ – насосно-компрессорная труба;

        ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента; ПВА – прострелочно-взрывная аппаратура; ПВО – противовыбросовое оборудование; ПВР – прострелочно-взрывные работы; ПД – проектная документация;

        ПДС – производственно-диспетчерская служба; ПКЗР – пневматический клиновой захват роторный;

        ПКРО – пневматические клинья ротора для обсадных труб; ПЛА – план ликвидации аварий;

        РД – руководящий документ;

        РТК – режимно-технологическая карта; СКЦ – станция контроля цементирования; СНС – статическое напряжение сдвига; СПО – спуско-подъемные операции;

        СТК – станция технологического контроля; Т – условная вязкость;

        ТУ – технические условия;

        УБТ – утяжеленные бурильные трубы;

        УБТН – утяжеленные бурильные трубы немагнитные; УБТС – утяжеленные бурильные трубы сбалансированные; Ф – фильтрация (водоотдача);

        ЦИТС – центральная инженерно-технологическая служба; рН – водородный показатель щелочности/кислотности среды;

        ист. – плотность истинная


         

      2. Общие положения


         

        1. Организация строительства скважины и взаимодействие сторон, участвующих в строительстве скважины, осуществляются в соответствии с Порядком [3]. Технологический надзор и контроль при строительстве скважины осуществлять в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-342.

        2. Профилактические работы по предупреждению аварий и инцидентов при строительстве скважин организуются техническим руководителем бурового подрядчика (главным инженером).

        3. Профилактическая карта по предупреждению аварий и инцидентов при строительстве скважины (далее – профилактическая карта) разрабатывается в соответствии с ПД на строительство скважины технологической, производственной, технической службами бурового подрядчика по форме, приведенной в приложении А.

          Профилактическая карта согласовывается с Заказчиком и утверждается техническим руководителем бурового подрядчика (главным инженером).

          Утвержденная профилактическая карта ежемесячно выдается структурному подразделению бурового подрядчика, непосредственно занимающемуся строительством скважины (далее буровой бригаде).

        4. Проверка знаний по безаварийному ведению буровых работ (предупреждению инцидентов) у бурильщиков, буровых мастеров и специалистов бурового подрядчика и сервисных организаций проводится один раз в год комиссией, назначенной приказом руководителя предприятия. В состав комиссии включаются технический руководитель (главный инженер), руководители технологической, производственной, технической служб бурового подрядчика.

        5. Буровому подрядчику и сервисным организациям, осуществляющим строительство скважины, следует использовать оборудование и материалы, имеющие сертификаты и отвечающие требованиям, установленным в документах Системы стандартизации ОАО «Газпром». Процедуры, периодичность и методы контроля, используемого для строительства скважин, оборудования и материалов – по соответствующим нормативным документам1.

        6. Перечень необходимого аварийного инструмента для ликвидации возможных инцидентов при строительстве скважин составляется технологической службой бурового подрядчика (сервисной организации) и утверждается его техническим руководителем (главным инженером).

          Комплект аварийного инструмента для ликвидации возможных инцидентов при строительстве скважины содержится на буровой согласно утвержденному перечню.

        7. Инженерно-технологической службой бурового подрядчика обеспечивается наличие на буровой, кроме предусмотренной Федеральным законом [2] и ПБ 08-624-03 [4], следующей документации:

          • техническая часть ПД на строительство скважины (копия);

          • ГТН;

          • технологические регламенты и планы работ;

          • РТК;

          • план-программа на проводку направленного участка ствола скважины, разработанная сервисной организацией, обеспечивающей ориентированное бурение;

          • эскизы используемых КНБК с указанием размеров входящих в нее элементов;

          • фактические геологические данные (литолого-стратиграфический разрез, кавернограмма (профилеграмма) и данные инклинометрии);


 

image

1 Под нормативными документами следует понимать национальные стандарты, документы Системы стандартизации ОАО «Газпром», а также другие документы, указанные в договорах.

  • ПЛА, включающий план первоочередных действий буровой бригады (вахты) при возникновении ГНВП;

  • выписки из паспортов (копии паспортов) на комплекты бурильных труб, ЛБТ, УБТ, НКТ, ведущую бурильную трубу, элементы КНБК, породоразрушающий инструмент, талевый канат;

  • журналы – вахтовый, технологический, учета меры бурильной колонны, контроля параметров бурового и тампонажного растворов и др.;

  • ведомость (реестр) на колонны обсадных труб;

  • паспорта, сертификаты соответствия (их копии) на технические средства, химические вещества, средства индивидуальной защиты работников.

    5.9 На буровой следует иметь прямую телефонную связь: мастер – бурильщик; мастер – оператор станции ГТИ; бурильщик – оператор станции ГТИ; а также круглосуточную бесперебойную и надежную двустороннюю связь с использованием космических, радиои других средств связи) между буровой (станцией ГТИ) и руководством бурового подрядчика, недропользователем и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность» (канал связи должен обеспечивать приоритет передачи информации об аварийных ситуациях, связанных с ГНВП и газовой опасностью вне зависимости от загрузки линий связи). Кроме основного канала связи должен быть предусмотрен аварийный канал связи между буровой и руководством бурового подрядчика, недропользователя и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».

    [СТО Газпром 2-3.2-193-2008, пункт 9.7]

     

      1. С документами, приведенными в 5.7 настоящего стандарта, ознакамливаются руководители буровой бригады (начальник буровой, буровой мастер) и бурильщики, а также остальной персонал буровой бригады в рамках исполняемых ими должностных обязанностей (под роспись в вахтовом журнале, журнале инструктажа на рабочем месте или плане работ в зависимости от вида документа).


     


     

    5.11 К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускать рабочих и специалистов, прошедших подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах согласно требованию соответствующего стандарта Системы стандартизации ОАО «Газпром». Аттестацию персонала следует проводить не реже одного раза в три года для всех видов допуска.

    [СТО Газпром 2-3.2-193-2008, пункт 5.5]

     

    5.10 Порядок смены вахт буровой бригады устанавливается руководством бурового подрядчика в соответствии с законодательством Российской Федерации.


     


     

      1. Технологический журнал ведется начальником буровой (буровым мастером) в процессе строительства скважины по форме, приведенной в приложении Б. В технологическом

        журнале регистрируются все отклонения (осложнения, аварии, брак, затяжки, посадки, проработки и др.) от предусмотренного ПД технологического процесса.

      2. Начальником буровой (буровым мастером) ежедневно оценивается процесс строительства скважины на основе параметров, регистрируемых станцией контроля и регистрации параметров процесса бурения, входящей в состав буровой установки, и других данных.

      3. Персонал буровой бригады перед каждой вахтой ознакамливается (под роспись в вахтовом журнале или журнале инструктажа на рабочем месте) с состоянием скважины, особенностями бурения интервала, КНБК и инструктируется по предупреждению аварий и инцидентов. Ознакомление проводится начальником буровой (буровым мастером).

      4. Работа станции ГТИ (при наличии на буровой) обеспечивается согласно РД 153-39.0069-00 [5].

      5. Анализ процесса бурения по данным станции ГТИ осуществляется совместно представителями бурового подрядчика и службы контроля строительства скважин Заказчика.

      6. При возникновении инцидентов (осложнений), создающих угрозу безопасности работ, техническим руководителем бурового подрядчика принимается оперативное решение по недопущению их развития, локализации, с последующим уведомлением Заказчика.

        При возникновении инцидентов (осложнений), не угрожающих безопасности работ, дальнейшие работы проводятся по плану работ, согласованному с Заказчиком.

        Принимаемые решения в любом случае должны отвечать требованиям ПБ 08-624-03 [5] и не снижать безопасность проводимых работ.

      7. При возникновении аварии или инцидента:

  • бурильщик немедленно сообщает об аварии (инциденте) начальнику буровой (буровому мастеру), а при его отсутствии – руководству бурового подрядчика (ПДС, ЦИТС);

  • начальник буровой (буровой мастер) сообщает руководству бурового подрядчика (ПДС, ЦИТС) информацию о случившейся аварии (инциденте) и согласовывает первоочередные меры по ее ликвидации;

  • технологическая, производственная, техническая службы бурового подрядчика оперативно принимают необходимые действия для устранения аварии (инцидента) с последующим уведомлением службы контроля строительства скважин Заказчика.

      1. В ходе строительства скважины, при отклонениях от нормального хода процесса представителям сервисных организаций, бурового подрядчика и службы по технологическому надзору и контролю, находящимся на буровой, незамедлительно ставят в известность об этом Заказчика и свое руководство. При возникновении ГНВП буровой подрядчик и служба технологического надзора и контроля немедленно оповещают дежурного ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».

      2. В целях предотвращения повторения аварии (инцидента) буровой подрядчик в течение суток информирует буровые бригады о происшедшей аварии (инциденте) для принятия соответствующих мер по их предупреждению.

      3. Уточненные геологические данные предоставляется Заказчиком геологической службе бурового подрядчика. Обновление геологических данных осуществляется по мере проведения геофизических исследований строящейся скважины.


     

    1. Классификация инцидентов при строительстве скважин и порядок их расследования


       

      1. Классификация инцидентов при строительстве скважин

        1. Инциденты при строительстве скважин подразделяются по следующим видам:

  • прихваты бурильного инструмента и обсадных колонн (прихваты и заклинивание колонны труб и элементов КНБК);

  • инциденты с бурильным инструментом и элементами КНБК (слом элементов бурильной колонны и элементов КНБК, падение колонны бурильных труб);

  • инциденты с забойными двигателями (инциденты с ГЗД и телесистемами);

  • инциденты с породоразрушающим инструментом;

  • инциденты с обсадной колонной (при спуске обсадной колонны, из-за некачественного цементирования, связанные с повреждением обсадной колонны при углублении);

  • прочие инциденты (с колонной гибких труб, геофизическими приборами, при освоении и испытании скважины, при испытании пластов ИПТ).

          1. К прихватам бурильной колонны относятся прихваты, вызванные:

  • действием перепада давления в системе «скважина-пласт»;

  • нарушением устойчивости горных пород стенок скважины;

  • нарушением режима промывки и очистки циркулирующего бурового раствора;

  • несоблюдением проектных значений параметров промывочной жидкости;

  • преждевременным схватыванием цементного раствора;

  • сальникообразованием;

  • течением хемогенных пород.

          1. К заклиниваниям бурильного инструмента относятся потери его подвижности, происшедшие:

  • во время СПО бурильной колонны;

  • при спуске нового долота без проработки призабойной зоны и в интервалах сужений;

  • при изменении диаметра или типа долота;

  • при движении бурильной колонны в желобной выработке и интервалах пространственного изменения оси ствола скважины;

  • в результате падения в скважину посторонних предметов.

          1. К поломке элементов бурильной колонны относятся:

  • разрушение по резьбовой части элемента;

  • поломки элемента по телу или сварному шву;

  • разрушение элементов КНБК;

  • поломки переводников;

  • обрыв ведущей трубы;

  • нарушение целостности элемента вследствие его размыва буровым раствором.

          1. К инцидентам с забойными двигателями относятся падение в скважину или оставление в ней забойного двигателя, телесистемы, а также их узлов.

          2. К инцидентам с породоразрушающим инструментом относятся падение или оставление в скважине долота, бурильной головки, их элементов и частей.

          3. К инцидентам с обсадной колонной и элементами ее оснастки относятся:

  • инциденты при спуске обсадной колонны (прихваты обсадных колонн, падение труб и секций колонн в скважину, смятие или разрыв по телу трубы, разъединение обсадной колонны по резьбовому соединению, обрыв по сварному шву и прочее);

  • инциденты из-за некачественного цементирования (смятие обсадных колонн после цементирования, разрушение обсадных колонн под действием внутреннего давления, прихваты затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которой спускалась секция обсадных труб или потайная колонна (хвостовик));

  • инциденты, связанные с повреждением целостности обсадной колонны при углублении скважины и при разбуривании цементного моста, цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки.

          1. К прочим инцидентам относятся инциденты при проведении промысловогеофизических работ, испытании скважины, при работе с гибкими трубами:

            а) к основным видам инцидентов при проведении ГИС относятся:

            1. прихват (затяжка) геофизического кабеля и/или прибора;

            2. обрыв кабеля и/или геофизического прибора;

            3. оставление скважинного прибора или его части;

    б) к основным видам инцидентов при работе в скважине с ИПТ относятся:

    1. прихват бурильной колонны и элементов ИПТ;

    2. смятие (обрыв, слом) труб;

    3. смятие обсадной колонны;

    4. оставление узлов испытательного инструмента;

    в) к основным видам инцидентов при испытании скважин относятся:

    1. повреждения обсадной колонны и НКТ;

    2. прихват НКТ;

    3. взрыв газонефтяной смеси в стволе скважины;

    г) к основным видам инцидентов при работе с колонной гибких труб относятся:

    1. нарушение целостности колонны труб;

    2. прихват.


     

      1. Порядок расследования аварий и инцидентов при строительстве скважин

        1. Аварии при строительстве скважин расследуются по Порядку [6].

        2. В случае возникновения инцидента при строительстве скважины или обнаружении брака проводится техническое расследование их причин комиссией, назначенной приказом руководителя бурового подрядчика. Приказ издается не позднее одних суток с момента получения сообщения о возникновении инцидента или обнаружении брака. В состав комиссии вводятся представители Заказчика, подрядчика, службы по технологическому надзору и контролю при строительстве скважины, а также контролирующих органов по согласованию.

        3. При техническом расследовании причин возникновения инцидента или брака комиссией устанавливаются обстоятельства и причины их возникновения. Результаты технического расследования оформляются соответствующим актом не позднее 10 суток со дня возникновения инцидента или обнаружения брака.

        4. По результатам технического расследования причин инцидента или брака, оформленным соответствующим актом, в течение трех дней руководителем бурового подрядчика издается приказ, определяющий обстоятельства и причины возникновения инцидента или брака, меры по устранению их причин, последствий и по предупреждению подобных случаев, а также по привлечению к дисциплинарной ответственности лиц, виновных в возникновении инцидента или брака, с указанием меры их ответственности.

        5. В случае возникновения инцидента или брака в результате проявления скрытых недостатков оборудования, инструмента или материалов в течение гарантийного срока их службы или хранения, руководством бурового подрядчика:

  • вызывается представитель завода-изготовителя (поставщика), если это предусмотрено условиями договора;

  • составляется акт о скрытых недостатках, обнаруженных в оборудовании, инструменте или материалах в соответствии с Инструкцией [7], если это предусмотрено условиями договора;

  • предъявляется претензия заводу-изготовителю или поставщику в соответствии с условиями договора.

        1. Приказ по результатам расследования инцидента или брака руководством бурового подрядчика в течение пяти дней доводится до сведения структурных подразделений бурового подрядчика (бригад бурения, испытания, инженерно-технологических служб и отделов).

        2. Учет инцидентов и направление информации о них в территориальные органы Ростехнадзора осуществляется специалистами структурного подразделения бурового подрядчика по охране труда и промышленной безопасности в соответствии с требованиями Порядка [6]. Указанная информация также направляется Заказчику и Инвестору.


     

    1. Прихваты бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия по их предупреждению


       

      1. Общие мероприятия по предупреждению прихватов бурильной колонны при бурении

        1. Все регламентированные параметры бурового раствора контролируются и регистрируются в соответствующих журналах на буровой.

        2. Каждая буровая бригада обеспечивается полевой лабораторией по контролю свойств бурового раствора, укомплектованной приборами, набором химической посуды и химических реактивов, необходимых для замера регламентированных параметров.

        3. Периодичность контроля параметров бурового раствора по – СТО Газпром 7.3-002.

        4. Технологическая служба бурового подрядчика (сервисная организация) обеспечивает буровую бригаду согласованными с Заказчиком инструкциями на приготовление и ввод смазывающих добавок в буровой раствор и установку ванн в соответствии с ПД на строительство скважины и соответствующими нормативными документами.

        5. При спуске бурильного инструмента в скважину проводятся промежуточные промывки в соответствии с ПД, а в случае сложных горно-геологических условий – планами работ, согласованными Заказчиком.

        6. Бурение на всю длину ведущей трубы не допускается. Оставляются не менее 0,5 м квадратной части плюс 0,5 м на каждые 1500 м глубины скважины на случай ликвидации прихвата.

        7. В процессе бурения и после его окончания ведущая труба и первая свеча поднимаются на первой скорости независимо от глубины скважины и способа бурения.

        8. При выходе из строя оборудования, отключении электроэнергии принимаются срочные меры по расхаживанию бурильного инструмента и его подъему из прихватоопасной зоны с помощью аварийного привода.

        9. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны инструмент поднимается до места его свободного движения, восстановливается циркуляция и проводится проработка до полной ликвидации посадок.

        10. Во время бурения проводится профилактический приподъем бурильного инструмента над забоем в соответствии с ПД на строительство скважины, регламентами и профилактической картой. Периодичность профилактических приподъемов бурильного инструмента от забоя определяется фактическими условиями бурения по согласованию с Заказчиком. Приподъем инструмента выполняется на всю длину ведущей трубы с последующим его допуском до забоя с вращением и промывкой. При вынужденных или плановых остановках (более 8 ч) бурильный инструмент в открытом стволе не оставляется.

        11. При остановках (простоях) более 10 суток, а в осложненных скважинах более трех суток, технологической службой бурового подрядчика выдается буровой бригаде согласованный Заказчиком план на восстановление ствола скважины с указанием КНБК и интервалов проработки, глубин промежуточных промывок и ответственных лиц за выполнение работ.

        12. Опрессовка бурильных труб проводится в сроки, установленные ПД на строительство скважины. При выполнении каждой СПО постоянно осматриваются визуально все трубы с целью обнаружения возможных промывов. Дефектоскопия бурильных труб проводится в соответствии с перечислением б) 8.3.25.

        13. При каждом спуске бурильного инструмента на очередное долбление осуществляется профилактическая проработка ствола скважины не менее чем на длину ведущей трубы.

        14. Во время смены вахт проверяется свободное движение бурильной колонны с фиксацией веса на крюке.

        15. В процессе бурения периодически проводится очистка скважины от металла и крупного шлама в соответствии с ПД на строительство скважины, профилактической картой, технологическими регламентами, разработанными буровым подрядчиком и согласованными с Заказчиком.

      1. Прихваты, вызванные действием перепада давления

        1. К причинам возникновения прихватов, вызванных действием перепада давления, относятся:

  • избыточное давление в скважине, вызывающее фильтрацию или поглощение бурового раствора в проницаемые породы;

  • продолжительный контакт колонны труб со стенками скважины (фильтрационной коркой);

  • использование раствора, образующего на стенках скважины толстую и липкую фильтрационную корку;

  • наличие участков кривизны ствола скважины в интервале залегания проницаемых пород.

      1. Основным признаком прихвата, вызванного действием перепада давления, является потеря подвижности колонн бурильных труб при сохранении циркуляции бурового раствора.

      2. Мероприятия по предупреждению прихватов, вызванных действием перепада дав-

ления


 

        1. Поддержание перепада давления между скважиной и пластом в допустимом

          интервале значений в соответствии с требованиями ПД на строительство скважины.

        2. Использование противоприхватных элементов бурильной колонны (спиральных или с квадратным сечением УБТ, центраторов, стабилизаторов). Выбор их проводить из условия недопущения других видов инцидентов.

        3. Все профилактические работы с оборудованием проводятся только при нахождении КНБК и бурильной колонны в обсадной колонне или безопасной зоне. При вскрытом продуктивном горизонте устье скважины герметизируется и устанавливается контроль за показаниями манометров в трубном и затрубном пространстве.

        4. При спуске бурильного инструмента ствол скважины прорабатывается в интервалах затяжек и посадок до их исчезновения.

        5. В прихватоопасной зоне не допускается нахождение бурильной колонны без движения более 5 минут. Для безопасных зон интервалы времени устанавливаются с учетом конкретных условий.

        6. При вынужденных остановках (более 1 ч) бурильный инструмент поднимается из прихватоопасной зоны или в обсаженную часть ствола.

    1. Прихваты вследствие нарушения промывки, седиментации дисперсной фазы бурового раствора и накопления шлама

      1. К причинам возникновения прихватов вследствие нарушения промывки, седиментации бурового раствора и накопления шлама относятся:

        • загрязненность ствола скважины выбуренной породой из-за недостаточной промывки или плохой очистки бурового раствора;

        • применение несовместимого с химреагентами утяжелителя, выпадение в осадок частиц разбуриваемого цементного камня и др.;

        • негерметичность бурильной колонны;

        • осыпание шлама из каверн;

        • неконтролируемый обвал пород в обвалоопасных интервалах при бурении и простое скважины.

      2. Признаками возникновения прихватов вследствие нарушения промывки, седиментации бурового раствора и накопления шлама являются:

        • повышение давления нагнетания;

        • затяжки и посадки;

        • восстановление циркуляции после спуска долота при давлении, превышающем расчетное.

      3. Мероприятия по предупреждению прихватов вследствие нарушения промывки, седиментации бурового раствора и накопления шлама.

        1. Обеспечение постоянного контроля и регистрации параметров технологического процесса бурения.

        2. При снижении давления в нагнетательной линии (при неизменной подаче насосов) и/или температуры выходящего из скважины раствора бурильная колонна поднимается, визуально проверяется ее целостность. Если дефектов не обнаружено, бурильные трубы опрессовываются и проводится их дефектоскопия согласно РД 39-0147014-555-89 [8], РД 39-2-381-80 [9], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующему нормативному документу.

        3. Проверка совместимости химических реагентов, утяжелителей и других добавок с буровым раствором проводится в лаборатории (буровым подрядчиком или сервисной организацией) перед их применением.

    2. Прихваты, вызванные интенсивным сальникообразованием

      1. К причинам образования сальников относятся:

        • загрязненность ствола скважины выбуренной породой при недостаточной промывке и плохой очистке бурового раствора;

        • качество бурового раствора, не соответствующее условиям бурения (слипание частиц породы и фильтрационной корки);

        • длительное бурение в глинистых отложениях без периодического приподъема инструмента над забоем;

        • накопление диспергирующего шлама в кавернах и желобах;

        • негерметичность бурильного инструмента;

        • длительное расхаживание инструмента без промывки на одном месте в интервале, сложенном глинами.

      2. Признаками образования сальников являются:

        • падение механической скорости при неотработанном долоте;

        • появление затяжек при подъеме и посадок при спуске колонны бурильных труб;

        • рост давления в нагнетательной линии;

        • повышение момента на вращение бурильной колонны;

        • выход бурового раствора из кольцевого пространства на устье при подъеме бурильной колонны (поршневание).

      3. Мероприятия по предупреждению прихватов, вызванных интенсивным сальникообразованием

        1. Контроль соответствия параметров бурового раствора ПД и недопущение липкости фильтрационной корки раствора более 0,017 МПа.

        2. Приемные емкости циркуляционной системы своевременно очищают от осадка и не допускают их зашламление.

        3. Не допущение длительных промывок (более 30 мин) с пониженной производительностью насосов, особенно в скважинах диаметром более 394 мм.

        4. При очередном спуске инструмента интервал затяжек прорабатывают до свободного движения инструмента.

        5. Спуск бурильной колонны прекращается при увеличении силы сопротивления ее движению сверх расчетной величины. Ствол скважины промывается и прорабатывается.

        6. Выполнение периодического шаблонирования открытого ствола скважины.

      1. При появлении признаков образования сальника во время бурения:

        • прекращается углубление;

        • многократно прорабатывается призабойный участок на длину ведущей трубы, учащается приподъем инструмента над забоем (разрушается сальник);

        • при дальнейшем углублении скважины снижается нагрузка на долото, учащается приподъем инструмента над забоем.

      2. При появлении затяжек во время подъема бурильный инструмент спускается до места, в котором затяжка прекратится (с учетом сил сопротивления движению), скважина начинает промываться с пониженной производительностью насосов. Бурильная колонна постоянно расхаживается с постепенным увеличением производительности насосов до проектной величины, вследствие чего сальник разрушается.

      3. Места затяжек прорабатываются до достижения свободного движения бурильной колонны.

      4. Если добиться свободного движения бурильной колонны не удается, дальнейший ее подъем проводят с расхаживанием и вращением ротора (выкручиванием), не допуская заклинивания бурильного инструмента. Операция проводится мастером по сложным работам.

      5. Подъем с поршневанием осуществляется на первой скорости с доливом скважины через бурильные трубы. Не допускается подъем с поршневанием при наличии вскрытых продуктивных или насыщенных флюидом пластов. Дальнейшие работы проводятся по специальному плану, предусматривающему дополнительные меры по предотвращению возникновения сальника.

    1. Прихваты в породах, склонных к интенсивным обвалам и осыпям

      1. К основным причинам прихватов в породах, склонных к интенсивным обвалам и осыпям, относятся:

        • несоответствие типа и параметров бурового раствора разбуриваемым горным породам;

        • недостаточное противодавление на стенки скважины;

        • воздействие гидродинамического давления;

        • длительное время воздействия бурового раствора на горные породы необсаженной стенки скважины.

      2. Признаками обвалообразований являются:

        • вынос из скважины оскольчатого шлама в объеме, большем объема выбуренной породы;

        • посадки, затяжки колонны труб, посадки при спуске долота без проработки и интенсивных промывок;

        • повышение давления в нагнетательной линии при промывке, бурении и проработке;

        • повышение момента на вращение бурильной колонны.

      3. Мероприятия по предупреждению прихватов из-за обвалообразования

        1. В соответствии с ПД поддерживается необходимое давление на стенки скважины, создаваемое буровым раствором.

        2. Для обеспечения очистки скважины перед подъемом бурильной колонны скважина промывается с максимально допустимой производительностью буровых насосов до прекращения выхода шлама (не менее одного цикла). При необходимости проводятся прокачки порций ВУС или утяжеленного бурового раствора.

        3. СПО ведется с ограничением скорости в интервалах пород, склонных к обвалообразованию согласно ПД.

        4. Для качественной очистки ствола при возникновении обвалообразования в скважину на бурильных трубах (без забойного двигателя и УБТ) спускается трехшарошечное долото (без гидромониторных насадок), скважина промывается с максимальной производительностью насосов до полной ее очистки. Прокачивается порция ВУС или утяжеленного бурового раствора.

        5. При наличии обвалообразования бурильная колонна не оставляется в открытом стволе скважины без промывки, расхаживания и вращения более 5 мин. Перед вынужденной остановкой бурильная колонна поднимается в обсаженный интервал или безопасную зону.

        6. Работы по восстановлению ствола скважины в условиях обвалообразования и осыпей проводятся по плану, согласованному с Заказчиком. В плане работ предусматриваются мероприятия, исключающие забуривание нового ствола.

    1. Прихваты вследствие течения хемогенных пород

      1. К основным причинам течения хемогенных пород относятся:

        • недостаточное противодавление на стенки скважины;

        • несоответствие типа бурового раствора разбуриваемым горным породам;

        • воздействие термодинамических процессов.

      2. Признаками течения хемогенных пород являются:

        • затяжки при отрыве долота от забоя и подъеме бурильного инструмента;

        • невозможность спустить долото до забоя без проработки ствола скважины;

        • сужение ствола скважины во времени.

      3. Мероприятия по предупреждению прихватов в хемогенных породах

        1. Перед вскрытием интервала проводится полная профилактика оборудования буровой установки, бурильной колонны, талевой системы.

        2. Начальником буровой (буровым мастером) проводится инструктаж персонала буровой бригады по безаварийному прохождению интервалов хемогенных пород.

        3. Выполняются ГИС с целью уточнения глубины залегания хемогенных пород. Комплекс ГИС – в соответствии с ПД на строительство скважины.

        4. Вскрытие интервала хемогенных пород и дальнейшее углубление скважины рекомендуется проводить роторным способом с применением равнопроходной КНБК, а при использовании ВЗД постоянно вращать бурильную колонну с минимальной скоростью.

        5. Периодически приподнимается бурильная колонна над забоем. Периодичность устанавливается исходя из конкретных условий бурения в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-299.

        6. При интенсивном течении хемогенных пород, характеризующемся затяжками бурильного инструмента при отрыве от забоя и ростом давления в манифольде, бурение прекращается, бурильный инструмент поднимается в безопасную зону и дальнейшие работы проводятся по дополнительному плану, согласованному с Заказчиком.

        7. При углублении скважины в интервале залегания хемогенных пород и ниже, с целью определения проходимости КНБК по стволу скважины, проводятся контрольные подъемы долота выше кровли залегания данных пород с периодичностью, установленной ПД.

        8. Разработка дополнительных мероприятий по предупреждению смятия обсадной колонны в интервале хемогенных пород с учетом фактических условий бурения в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-299.

        9. Вскрытие хемогенных отложений проводится на минерализованном (до полного насыщения) буровом растворе.

    1. Прихваты бурильной колонны при ликвидации поглощений установкой цементных мостов

      1. К причинам прихватов бурильной колонны при ликвидации поглощений установкой цементных мостов относятся:

        • проведение изоляции зон поглощений без учета прихватоопасности проводимых работ;

        • остановки в процессе закачки цементного раствора или продавочной жидкости;

        • использование цементного раствора с параметрами, не соответствующими забойным условиям;

        • использование цементного раствора, не совместимого с буферной жидкостью и буровым раствором.

      2. Признаками возникновения прихватов являются:

        • несоответствие объема вымытых излишков цементного раствора расчетному;

        • посадки, затяжки или полная потеря подвижности колонны труб.

      3. Мероприятия по предупреждению прихватов

        1. Все работы в скважине, связанные с ликвидацией поглощения, проводятся по соответствующим планам, согласованным Заказчиком и утвержденным техническим руководителем бурового подрядчика (главным инженером).

        2. После вскрытия зон с возможным поглощением скорость спуска бурильного инструмента ограничивается в соответствии с таблицей 17.2.

        3. При установке цементных мостов соблюдаются следующие требования:

          • низ бурильной колонны компонуется из специальных труб ЛБТ, изготовленных полностью из алюминиевого сплава или технологических НКТ (длина этих труб должна превышать расчетную высоту цементного моста в 1,5 раза);

          • цементный раствор приготавливается в осреднительной емкости с постоянным механическим или гидравлическим перемешиванием (обеспечивается соответствие объема и параметров закачиваемого цементного раствора расчетному объему и результатам лабораторного анализа);

          • в приемные емкости цементировочных агрегатов или комплекса набирается (по возможности) весь объем продавочной жидкости, чтобы избежать ошибки в определении закачиваемого объема (при отсутствии СКЦ);

          • перед закачкой и продавкой цементного раствора прокачивается буферная жидкость;

          • после окончания продавки трубы поднимаются на расчетную двойную высоту цементного моста, но не менее 200 м, промывкой удаляется цементный раствор из трубного и затрубного пространства;

          • время на проведение всего цикла работ (включая заключительную промывку) не должно превышать 75 % времени начала загустевания цементного раствора, определенного лабораторным анализом при забойных условиях (на импортных или отечественных консистометрах);

          • установка мостов без проведения контрольного анализа рецептуры цементного и бурового растворов запрещается.

        4. После установки цементного моста в зоне поглощения в вахтовый журнал заносится скорректированная по фактическим данным расчетная глубина подъема цементного раствора.

        5. Цементный мост разбуривается трехшарошечным долотом с центральной промывкой с применением КНБК без калибраторов. Длина и диаметр УБТ должны быть ограничены и определены планом работ.

        6. Спуск бурильной колонны для разбуривания цементного моста проводится с промежуточными промывками согласно плану работ. За 100 м до расчетной глубины положения верхней границы цементного моста проводится сплошная проработка ствола.

        7. Не допускаются:

          а) прокачивание цементного раствора для изоляции зон поглощений через гидравлический забойный двигатель;

          б) определение верхней границы цементного моста:

          1. компоновкой бурильной колонны, в состав которой включены ЛБТ;

          2. открытым концом бурильного инструмента без промывки; в) СПО во время ОЗЦ.

    1. Заклинивание бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия по их предупреждению

      1. К причинам заклинивания бурильной колонны относятся:

        • сужение ствола скважины;

        • резкое изменение угла или азимута ствола скважины;

        • спуск в скважину более жестких компоновок без проработки;

        • выпадение крупных обломков крепкой породы со стенки скважины;

        • желобообразование;

        • спуск нового долота без проработки интервала предыдущего долбления;

        • падение в скважину металлических предметов.

      2. Признаком заклинивания бурильной колонны является потеря ее подвижности.

      3. Мероприятия по предупреждению заклинивания бурильной колонны

        1. Недопущение использования калибраторов и центраторов, потерявших диаметр более чем на 3 мм для размеров 139,7–215,9 мм и свыше 4 мм для больших размеров.

        2. При спуске трехшарошечного долота для сплошного бурения прорабатывается с расширкой интервал, ранее пробуренный долотами режуще-истирающего типа или колонковыми долотами.

        3. Перед спуском долота режуще-истирающего типа ствол, ранее пробуренный трехшарошечным долотом без калибратора, прорабатывается трехшарошечным долотом с КНБК, включающей калибратор.

        4. Диаметр элементов КНБК, используемых при бурении с режуще-истирающими долотами, должен быть меньше номинального диаметра долота не менее чем на 1,5–2 мм.

        5. Интервал предыдущего долбления в твердых и крепких породах прорабатывается новым долотом.

        6. Завезенные на буровую долота, калибраторы, расширители, центраторы проверяются, шаблонируются кольцевыми шаблонами с записью в журнал результатов замеров с указанием заводских или присвоенных номеров.

        7. Спуск в открытом стволе КНБК, включающей новый калибратор, а также измененной на более жесткую или отличающейся конфигурацией от предыдущей, проводится под руководством бурового мастера (инженера-технолога). Спуск ведется с ограничением скорости до 0,5 м/с.

        8. При появлении посадок инструмент поднимается до места его свободного движения, восстанавливается циркуляция, и ствол прорабатывается до полной ликвидации посадок.

        9. Ограничение скорости спуска и подъема бурильной колонны в интервалах сужений ствола скважины.

        10. Не применение центрирующих элементов в КНБК при разбуривании цементных стаканов и технологической оснастки в обсадной колонне.

        11. При появлении затяжек бурильной колонны, приуроченных к одному и тому же интервалу, проводится профилеметрия для выявления желобной выработки, определения ее конфигурации и размеров.

        12. Наибольшая опасность заклинивания в желобах при соотношении:


           

          image

           dэ  1,25,

          a

          (1)


           

          где dэ – наружный диаметр элемента низа колонны труб, мм;

          а – ширина желоба или диаметр бурильных замков (предельный случай), мм.

        13. Над прихватоопасным элементом КНБК устанавливается спиральный четырехлопастной центратор, отношение диаметра которого к ширине желоба должно быть не менее 1,35.

        14. При бурении вертикальных скважин не допускается естественное искривление ствола скважины более 4– 5.

        15. При отсутствии инструмента в скважине надежно закрывается ее устье для предотвращения падения металлических предметов в скважину.

        16. При СПО на устье устанавливается устройство, перекрывающее кольцевое пространство, например обтюратор, соответствующий размеру бурильных труб и разъемной воронке.

        17. Проверка исправности и соответствия размеров всего спуско-подъемного инструмента.

        18. Ручной инструмент, используемый для работы над устьем скважины, привязывается к неподвижным частям буровой установки.

        19. Клинья ПКЗР снимаются только при наличии бурильного инструмента в скважине.

        20. При падении в скважину металлических предметов углубление скважины не проводится до полной очистки забоя.

7.8.4 В вахтовом журнале отражаются интервалы посадок и затяжек, их величины, степень и характер износа долота и элементов КНБК.


 

  1. Поломка бурильной колонны. Причины возникновения и мероприятия по их предупреждению

    1. К основным причинам поломки бурильных колонн относятся:

      • несоответствие прочностных характеристик бурильных труб условиям бурения;

      • превышение допустимых нагрузок для элементов бурильной колонны при эксплуатации;

      • развитие усталостных трещин или дефектов, вызванных действием знакопеременных нагрузок, коррозионной среды или механическими повреждениями;

      • резкая разгрузка на забой при спуске бурильной колонны при наличии каверн, уступов, резких перегибов ствола скважины;

      • отсутствие контроля момента вращения бурильной колонны;

      • отсутствие контроля момента свинчивания замковых соединений (недостаточный или чрезмерный момент свинчивания);

      • создание осевой нагрузки на долото весом бурильных труб;

      • вибрация бурильной колонны при бурении;

      • размыв (негерметичность) бурильной колонны.

    2. Признаками поломок бурильных колонн являются:

      • снижение веса на крюке;

      • снижение давления в нагнетательной линии буровых насосов;

      • снижение момента вращения бурильной колонны;

      • снижение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

    3. Мероприятия по предупреждению поломки бурильной колонны

      1. Входной контроль поставки и комплектации ведущих и бурильных труб, УБТ, элементов КНБК и другого бурового инструмента осуществляется производственной и технической службами бурового подрядчика. Перед отправкой с базы на буровую бурильных, утяжеленных, ведущих труб, элементов КНБК проводятся визуальный осмотр, замер диаметров замков и тела труб, контроль резьбы калибрами, опрессовка и дефектоскопия согласно РД 39-0147014555-89 [8], РД 39-2-381-80 [9], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующему нормативному документу.

      2. Трубы, поступающие от заводов-изготовителей, подвергаются контрольной проверке в соответствии с РД 39-013-90 [11]. При этом проверяется соблюдение правил транспортировки, наличие предохранительных колпаков, пробок или колец, соответствие фактических геометрических размеров и качества труб требованиям нормативных документов, данным заводской маркировки и сертификатов. Приемка труб и передача их в эксплуатацию без сертификатов не допускается.

      3. Ведется документальный учет сроков использования, профилактики и замены при достижении установленной нормы отработки или выявления дефекта (труб, УБТ, элементов КНБК и переводников). Нормы отработки бурильных труб и элементов компоновки низа бурильной колонны приведены в приложении В.

      4. Не допускается превышения растягивающей нагрузки, момента свинчивания выше допускаемых величин, приведенных в приложении Г.

      5. Не допускается вращение бурильной колонны при посаженном на элеватор верхнем (левом) переводнике ведущей трубы.

      6. Все бурильные и утяжеленные трубы маркируются.

      7. Бурильные, утяжеленные и ведущие трубы транспортируются на специальных транспортных средствах, исключающих их прогиб. Резьбы труб защищаются предохранительными колпаками, пробками или кольцами. Разгрузка труб проводится краном или по накатам. Запрещается сбрасывать трубы, ударять их друг о друга или о твердый грунт.

      8. Для обеспечения безаварийной эксплуатации бурильной колонны и ведения документации на начальника буровой (бурового мастера) возлагается:

        • ведение журнала учета меры бурильной колонны с указанием линейных размеров, группы прочности, толщины стенок по каждой трубе и свечам;

        • заполнение выписок из паспортов;

        • своевременно и в полном объеме выполнение мероприятий профилактической карты;

        • измерение стальной рулеткой всех длинномерных элементов бурильной колонны (бурильные трубы, УБТ, турбобур, снаряд для отбора керна и др.).

      9. Бурильные трубы объединяются в самостоятельные комплекты по группе прочности, диаметру и толщине стенки, а также по времени ввода в эксплуатацию. На каждый комплект ведется паспорт от начала эксплуатации труб до списания.

      10. При отправке труб на буровую направляется выписка из паспорта (копия паспорта) на каждый комплект.

      11. При получении бурильных труб буровым мастером сверяется маркировка на трубах с данными, указанными в выписках из паспортов (копиях паспортов) на комплекты бурильных труб, осуществляется внешний осмотр труб с целью выявления дефектов, в том числе возникших во время транспортировки, погрузки, разгрузки.

      12. При сборке бурильной колонны учитываются следующие требования:

        • над УБТ устанавливается наддолотный комплект бурильных труб с максимальной толщиной стенки группы прочности Д;

        • свечи собираются только из бурильных труб одной группы прочности и толщины стенки;

        • вес УБТ при роторном способе бурения должен превышать (с учетом облегчения в буровом растворе) в 1,333 (4/3) раза заданную максимальную осевую нагрузку на долото, то есть сжатая часть УБТ должна составлять не более 75 % от общей длины УБТ (согласно Инструкции [12]).

      13. При сборке бурильных труб в свечи, а также при СПО свинчивание и развинчивание резьбовых соединений выполняется в соответствии с рекомендациями завода – изготовителя труб и 8.3.4 настоящего стандарта.

      14. Для предотвращения преждевременного истирания замков и резьбовых соединений:

        • регулярно проверяется соосность вышки и ротора по отношению к устью скважины, при необходимости проводится дополнительное центрирование вышки;

        • бурильные трубы, находящиеся при бурении в обсадной колонне диаметром  244,5 мм,

          оснащаются предохранительными кольцами (протекторами).

      15. Замковые резьбы отбраковываются согласно требованиям РД 39-013-90 [11].

      16. Контроль состояния упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты замков. Поверхности торца и уступа замкового соединения не должны иметь заусенцев, забоин и

        вырывов. Не допускается эксплуатация замкового соединения, имеющего нарушение указанных поверхностей шириной более 1/3 ширины торца (уступа) и протяженностью более 1/8 длины окружности. Отсутствие смазки на резьбах и наличие бурового раствора на их поверхности указывают на необходимость проверки резьбового соединения.

      17. При СПО членам вахты следить за состоянием замков, резьбовых соединений, сварных швов и поверхности тела труб и при обнаружении дефектов немедленно сообщить бурильщику.

      18. Максимальный вес бурильной колонны, спускаемой на ПКЗР, не должен превышать максимально допустимого значения для данного типоразмера бурильных труб. Размер сменных клиньев ПКЗР должен соответствовать наружному диаметру бурильных труб.

      19. Спуск бурильной колонны при весе на крюке более 100 кН проводится при включенном вспомогательном тормозе.

      20. При роторном бурении обеспечивается контроль крутящего момента колонны бурильных труб.

      21. При снижении давления нагнетания (при постоянстве производительности буровых насосов), температуры выходящего раствора и (или) веса на крюке выполняется подъем бурильной колонны с визуальной ее проверкой.

      22. В интервале каверн спуск инструмента проводится со скоростью не более 0,5 м/с. Не допускается резкая разгрузка бурильных труб при спуске в скважину.

      23. Для предохранения бурильных труб от коррозии при работе в агрессивных средах:

        • применяются бурильные трубы, изготовленные из специальных сплавов;

        • при наличии сероводорода в пластовом флюиде в буровой вводится раствор, нейтрализующий реагент;

        • проводится неразрушающий контроль состояния элементов бурильных колонн в соответствии с профилактической картой.

      24. При возникновении сильной вибрации бурильной колонны изменить скорость ее вращения до уменьшения вибрации или полного исчезновения. В случае недостижения результата в состав КНБК включается наддолотный амортизатор.

      25. Профилактические работы по предупреждению аварий и инцидентов на буровой выполняются в сроки, указанные в профилактической карте. При составлении профилактических карт учитываются следующие требования:

        а) перекомплектация труб в свечах для смены рабочих замковых соединений проводится не реже чем через 10 СПО;

        б) дефектоскопия бурильных, ведущих труб и переводников проводится в соответствии с РД 39-0147014-555-89 [8], РД 39-2-381-80 [12], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующим норма-

        тивным документом с периодичностью, указанной в ПД, в зависимости от конкретных условий строительства скважины, но не более чем через 1000 ч работы при бурении и СПО. При бурении наклонно-направленных и осложненных скважин периодичность проведения дефектоскопии может быть сокращена. После ликвидации инцидентов, связанных с прихватом, падением в скважину бурильной колонны, и перед спуском потайных колонн или секции обсадной колонны проверка бурильных труб дефектоскопией обязательна;

        в) опрессовка бурильных труб на полуторакратное рабочее давление проводится после работы в скважине в течение установленного срока, после аварийных работ, связанных с воздействием на бурильную колонну предельных нагрузок, а также:

        1. перед спуском потайных колонн или секций обсадных колонн;

        2. перед спуском испытателя пластов на трубах;

        3. в случае предположения о негерметичности бурильной колонны;

          г) проверка величины износа бурильных труб осуществляется в следующие сроки:

          1. наружный диаметр замков и тела труб – один раз в месяц;

          2. износ замковой резьбы – не реже чем через десять СПО (по измеренному расстоянию между уступом ниппеля и торцом муфты перед наворотом; для определения величин износа бурильных труб на буровых должен быть соответствующий измерительный инструмент).

          Примечание – Допустимые величины износа труб определяются РД 39-1-456 [13], Инструкцией [14] и соответствующими нормативными документами.

      26. Бурильные трубы, в которых при ликвидации инцидентов проводился взрыв шнуровых торпед, отбраковываются.

      27. При обнаружении в процессе эксплуатации дефектов бурильных труб последние удаляются из бурильной колонны, на них наносится краской надпись «БРАК» и они укладываются на специально отведенной площадке для отправки на трубную базу (базу производственного обслуживания).

      28. Не допускаются:

        • докрепление замковых соединений бурильной колонны при их растяжении;

        • резкое торможение спускаемой в скважину колонны и удары элеватором о ротор;

        • раскрепление или развинчивание резьбовых соединений при помощи ротора;

        • раскрепление и закрепление трубы с захватом за тело трубы машинным и автоматическим ключами;

        • включение клинового захвата до полной остановки колонны;

        • остановка спускаемой колонны при помощи ПКЗР или трубных клиньев (за исключением чрезвычайной аварийной ситуации);

        • использование клиньев ПКЗР и сменных челюстей ключей, не соответствующих размерам труб;

        • использование при СПО подъемного крюка с неисправной пружиной;

        • подача в буровую и выброс на мостки бурильной трубы без предохранительных колец (колпачков), удары о ротор и другие металлические предметы;

        • эксплуатация бурильных труб без выписки из паспорта (копии паспорта).

      29. Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб для создания нагрузки на долото приводятся в таблице 8.1.


         

        Таблица 8.1 – Диаметры утяжеленных бурильных труб для создания


         

        Диаметр долота, мм

        Диаметр УБТ, мм

        393,7 и более

        229 и более

        295,3

        229–203

        215,9

        178–133

        139,7

        120–108


         

      30. При сборке КНБК контролируются значения крутящих моментов при креплении резьбовых соединений в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя и 8.3.4 настоящего стандарта.

      31. Кривизна УБТ не должна превышать 1 мм на 1 п. м длины, а стрела прогиба – не более 1/2000 длины трубы.

      32. На начальника буровой (бурового мастера) возлагается:

        • ведение учета работы УБТ, калибраторов, расширителей переводников (отдельно после каждой реставрации резьб и нарастающая наработка с начала ввода их в эксплуатацию);

        • контроль сборки КНБК, проверка состояния и докрепление всех ее соединений при каждом спуске;

        • своевременное выполнение установленных профилактических мероприятий;

        • составление эскиза КНБК с указанием всех размеров и типов резьб.

      33. Продолжительность работы УБТ до очередной перенарезки резьб устанавливается технологической службой и утверждается техническим руководителем (главным инженером) бурового подрядчика.

      34. Резьбовые соединения должны иметь зарезьбовые разгрузочные канавки.

      35. Дефектоскопия элементов КНБК в соответствии с РД 39-0147014-555-89 [8], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующим нормативным документом проводится дополнительно на трубной базе бурового подрядчика в следующих случаях:

        • перед отправкой на буровую (новых элементов);

        • после каждой реставрации или ремонта.

      36. Дефектоскопия элементов КНБК в соответствии с РД 39-0147014-555-89 [7], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующим нормативным документом проводится дополнительно на буровой после проведения аварийных работ, связанных с применением максимально допустимых нагрузок на бурильную колонну.

      37. Элементы КНБК заменяются:

        • при достижении норм износа, приведенных в таблицах В.1–В.3 (приложение В);

        • обнаружении дефектов при проведении дефектоскопии;

        • износе замковой резьбы.

      38. Предельные нормы продолжительности работы всех элементов КНБК соответствующих типоразмеров устанавливаются с учетом интервалов использования и способа бурения.

        8.3.39 Привозникновенииинцидентовсэлементами КНБКповинезавода-изготовителя в установленном порядке составляется акт-рекламация.

            1. Подготовка к эксплуатации и эксплуатация ЛБТ осуществляются в соответствии с руководством по эксплуатации ЛБТ завода-изготовителя.

            2. При транспортировке ЛБТ их концы не должны выступать за пределы площадки транспортного средства более чем на 2,5 м.

            3. ЛБТ, складируемые для длительного хранения после бурения, промываются внутри и снаружи от остатков бурового раствора, резьбовые соединения смазываются, ЛБТ складываются в штабель с деревянными прокладками между рядами.

            4. В процессе эксплуатации ЛБТ проводится:

              а) при турбинном способе бурения дефектоскопия (толщинометрия) с частотой, установленной для стальных бурильных труб, а при роторном – через 30 сут;

              б) опрессовка ЛБТ на полуторакратное рабочее давление проводится:

              1. после отработки установленного периода в ч;

              2. после аварийных работ, связанных с воздействием на бурильную колонну предельных нагрузок;

              3. перед спуском потайных колонн или секций обсадных колонн;

              4. перед спуском ИПТ;

              5. при возникновения признаков негерметичности бурильной колонны;

                в) проверка износа замков и замковых резьб осуществляется один раз в месяц.

            5. Допускаемые растягивающие нагрузки на ЛБТ, находящиеся в клиновом захвате, приводятся в таблице 8.2.


               

              Таблица 8.2 – Допускаемые растягивающие нагрузки на ЛБТ, находящиеся в клиновом захвате


               

              Наружный диаметр ЛБТ, мм

              Толщина стенки ЛБТ, мм

              Допускаемая растягивающая нагрузка, кН

              129

              9

              700

              129

              11

              850

              147

              9

              770

              147

              11

              940

              147

              13

              1100


               

            6. При эксплуатации ЛБТ не допускаются:

              • резкая остановка бурильной колонны в клиньях ПКЗР;

              • проворот ротором колонны ЛБТ, подвешенной на клиновом захвате;

              • удары по телу трубы при подводе стрелы механизма для подачи свечей;

              • создание нагрузки на долото весом ЛБТ за исключением случаев, когда в КНБК включаются ЛБТ;

              • свинчивание и развинчивание ЛБТ без включения нижнего захвата автоматического ключа;

              • захват машинным ключом за тело трубы;

              • нанесение рисок, меток на теле трубы методом насечения;

              • установка кислотной ванны;

              • превышение растягивающих и крутящих нагрузок, предусмотренных технической характеристикой;

              • транспортирование с буровой на буровую без проверки их годности в трубном цехе;

              • применение клиньев ПКЗР, не соответствующих диаметру труб;

              • применение ЛБТ при рН бурового раствора более 11 и обнаружении в нем ионов магния;

              • частичная замена изношенных клиньев или сухарей в клиньях.

            7. При герметизации устья скважины плашечным превентором в обязательном порядке используется стальная аварийная труба соответствующего диаметра.

            8. На все переводники, независимо от назначения, наносится маркировка и оформляется паспорт, в котором указываются тип, размер, номер, марка стали, дата изготовления, клеймо токаря и дефектоскописта. На изготовление переводников необходимо иметь соответствующие ТУ.

            9. Для контроля за изготовлением, движением, эксплуатацией и ремонтом переводников ведутся:

              • регистрационный журнал, где указываются номер переводника, размер, марка стали, дата изготовления и ремонта, фамилия токаря, фамилия дефектоскописта;

              • журнал движения переводников;

              • раздел о работе переводников в журнале учета работы КНБК (ведется буровым мастером);

              • входной контроль и проверка на соответствие паспортным данным.

            10. Изготовление переводника из заготовки, имеющей проходное сечение, расположенное эксцентрично по отношению к ее геометрической оси, не допускается.

            11. Перед спуском в скважину составляется эскиз переводника с указанием всех раз-

              меров.


               

            12. Учет продолжительности работы переводников в скважинах ведется в часах (про-

              должительность механического бурения, проработки и расширения ствола скважины). Продолжительность работы переводников до перенарезки резьб устанавливается технологической службой бурового подрядчика в соответствии с требованиями, установленными для УБТС.

            13. Дефектоскопия переводников в соответствии с РД 39-0147014-555-89 [8] и соответствующим нормативным документом проводится:

              • на базе производственного обслуживания (трубной базе) перед отправкой на буровую;

              • на буровой при проведении дефектоскопии бурильной колонны.

            14. При сборке КНБК не применяются последовательно установленные (составные) переводники.

            15. На каждую ведущую трубу оформляется паспорт, в котором ведется учет ее работы.

            16. После окончания бурения скважины ведущие трубы проверяются дефектоскопией в соответствии с РД 39-0147014-555-89 [8], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующим нормативным документом.

            17. Ведущие трубы перевозятся только в специальных кожухах или в отбракованных обсадных трубах, длина которых должна быть больше длины ведущей трубы не менее чем на 1,5 м.

            18. При эксплуатации ведущей трубы выполняются следующие требования:

        • при затаскивании ведущей трубы в буровую не допускается ее искривление;

        • допустимая кривизна ведущей трубы не должна превышать 2 мм на 1 м и 6 мм по всей длине ведущей трубы;

        • ведущая труба поднимается из шурфа при пониженной скорости лебедки, удары ее о ротор не допускаются;

        • на ведущей трубе устанавливается переводник для предохранения правой замковой резьбы;

        • раскрепление верхнего переводника ведущей трубы и ее смена проводятся только после полного подъема бурильной колонны из скважины.


           

  2. Инциденты, связанные с падением колонны бурильных труб в скважину


     

    1. К причинам падения колонны труб в скважину относятся:

      • открытие элеватора при посадке или ударах бурильной колонны о стол ротора (ПКЗР);

      • неисправность бурового оборудования;

      • низкая квалификация исполнителей работ;

      • разворот бурильной колонны при СПО.

    2. Мероприятия по предупреждению падения колонны труб в скважину

      1. При передаче вахты бурильщиками проверяется исправность и работоспособность:

        • тормозной системы;

        • талевой системы;

        • элеваторов (в том числе их соответствие размеру и весу колонны труб);

        • ПКЗР и автоматического ключа;

        • противозатаскивателя;

        • контрольно-измерительной аппаратуры.

      2. Бурильщик начинает подъем или спуск свечи (трубы), только убедившись в закрытии элеватора и его зацеплении обоими штропами по четким сигналам помощника бурильщика.

      3. Бурильщик уменьшает скорость спуска бурильного инструмента на глубинах нахождения верха потайной колонны (секции обсадной колонны), заколонных пакеров, уступов и в интервалах сужений ствола скважины.

      4. Сборку и СПО УБТ проводят только с применением элеваторов соответствующих размеров.

      5. Дефектоскопию бурового оборудования проводят:

        • перед вводом его в эксплуатацию;

        • ежегодно: напряженные узлы кронблоков, талевые блоки, подъемные крюки, буровые штропы в соответствии с РД 39-12-960-83 [15], РД 39-12-1224-84 [16], РД 39-12-1150-84 [17] и

          соответствующим нормативным документом;

        • каждые шесть месяцев: элеваторы, тормозные ленты согласно РД 39-12-960-83 [15], РД 39-12-633-81 [18] и соответствующему нормативному документу.

      6. Смену вертлюга или левого переводника проводят при поднятом из скважины бурильном инструменте.

      7. Не допускается использование элеваторов, имеющих износ, превышающий предельные нормы.

      8. При остановке работы тормоз буровой лебедки надежно фиксируется.

      9. Тормозные ленты буровой лебедки должны быть одинаковой длины, колодки должны плотно прилегать всей своей поверхностью к тормозному шкиву.

      10. Состояние тормозных лент буровой лебедки контролируется по всей длине, включая места соединения тормозных лент с проушинами, а также участки вокруг заклепок на тормозной ленте.

      11. Тормозные ленты буровой лебедки заменяются одновременно. При смене лент проверятся состояние проушин и крепящих болтов, а также резьбы натяжных болтов и стаканов.

      12. После смены тормозных лент буровой лебедки, а также после длительной остановки буровой проводится приработка тормозных колодок.

      13. Попадание под тормозные ленты буровой лебедки нефтепродуктов, смазывающих жидкостей не допускается.

      14. В случае обнаружения (визуально или дефектоскопией) любой трещины на тормозной ленте буровой лебедки, последняя немедленно отбраковывается и заменяется.

      15. Тормозные шкивы отбраковываются и заменяются при наличии трещин на рабочей поверхности шкива длиной более 80 мм и шириной 0,2–0,5 мм, а также при выработке глубиной более 15 мм (остаточная толщина шкива не менее 18 мм).

      16. Гидравлический вспомогательный тормоз буровой лебедки включается при весе колонны более 100 кН. Включение выполняется после полной остановки вала буровой лебедки.

      17. При включении и отключении соединительной муфты гидравлического тормоза рычаг управления доводится до крайних его положений, при этом фиксатор должен полностью войти в свое гнездо.

        Запорное устройство фиксатора не должно допускать случайного отключения соединительной муфты гидравлического тормоза.

      18. При наличии электромеханического тормоза он должен быть включен в работу постоянно.

      19. Проверка тормозной системы проводится со следующей периодичностью:

        • при приеме вахты проверяется износ тормозных колодок, состояние натяжных болтов тормозных лент, наличие шплинтов на пальцах проушин и ключей на натяжных стаканах, зазор между рамой и шайбой (зазор между рамой и шайбой должен быть 7 мм);

        • ежесуточно проверяется смазка подшипников коромысла;

        • еженедельно проверяется износ тормозных шкивов;

        • один раз в полугодие проводить полную ревизию тормозной системы с разборкой натяжных болтов и снятием коромысла;

        • на буровой должен быть комплект аварийных болтов на случай отказа шинно-пневматической муфты.

      20. Талевые канаты эксплуатируются в соответствии с требованиями ПБ 10-3822000 [19].

      21. Для оснастки талевых систем буровых установок применяются талевые канаты правой крестовой свивки, изготовленные по ГОСТ 16853.

      22. Каждой вахтой под руководством бурильщика осматривается талевый канат и контролируется его правильное наматывание на барабан буровой лебедки.

      23. За состоянием талевого каната ведется систематический контроль. Бурильщику при приеме смены необходимо убедиться в отсутствии соприкосновения талевого каната с элементами вышки, а также в надежности крепления ходового и неподвижного концов каната.

      24. Талевый канат заменяется новым или перетягивается, если при осмотре его обнаружится один из следующих дефектов:

        • одна из прядей вдавлена, на канате имеется расслоение в одной или нескольких прядях;

        • одна из прядей оборвана, вдавлена вследствие разрыва сердечника каната;

        • на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната;

        • число оборванных проволок на шаге свивки при диаметре каната до 20 мм составляет более 5 %, а на канате диаметром свыше 20 мм – более 10 %;

        • на канате имеется скрутка («жучок»), перегиб, залом;

        • в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7 % и

        более;


         

        • при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, корро-

          зии на 40 % и более;

          • на канате имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалины) или короткого электрического замыкания (оплавления от электрической дуги).

      25. На барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока должно оставаться не менее трех витков каната на втором ряду намотки.

      26. При сильных динамических вибрациях бурильной колонны в процессе бурения талевый канат перепускается через каждые одно – три долбления на длину от трех до пяти м (во избежание обрыва каната у неподвижного ролика кронблока).

      27. Не допускается эксплуатация талевого каната при отсутствии сертификата.

      28. Элеваторы для бурильных, обсадных труб и НКТ эксплуатируются в соответствии с руководствами по эксплуатации завода-изготовителя.

        9.2. 29 Элеваторы направляются на буровые вместе с выпиской из паспорта (копией паспорта), в которой указывается их размер, грузоподъемность, даты ремонта и проведения дефектоскопии. На корпусе элеватора указывается номер и грузоподъемность элеватора.

            1. Элеваторы, побывавшие в аварийных ситуациях, приведших к их перегрузкам или к воздействию на них больших ударных нагрузок, подвергаются внеочередной проверке дефектоскопией в соответствии с РД 39-12-1224-84 [16] и соответствующим нормативным документом.

            2. Каждые шесть месяцев эксплуатации элеватора проводится его полная ревизия с разборкой на детали. Контролируется износ шарнирного пальца и отверстий элеватора.

            3. Ремонт элеваторов проводится на базе производственного обслуживания бурового подрядчика, а все работы, связанные с наплавкой металла, выполняются сертифицированными сварщиками. Данные о ремонте элеватора фиксируются в специальных журналах и его паспорте.

            4. Все элеваторы оборудуются приспособлениями, исключающими их самопроизвольное открытие при СПО.

            5. В процессе эксплуатации сормовских элеваторов контролируются глубина утопления выступа защелки в корпусе от внутренней поверхности элеватора на 1,5 мм и глубина нахождения верхней плоскости защелки ниже верхней опорной плоскости элеватора на 1,5 мм.

            6. Отбраковка корпусных элеваторов проводится в соответствии с предельными нормами их износа.


         

  3. Предупреждение инцидентов с забойными двигателями


     

    1. К основным причинам инцидентов с забойными двигателями относятся:

        • резкие удары забойного двигателя об уступы в процессе спуска;

        • усталостное разрушение корпуса или вала;

        • износ резьбовых соединений;

        • нарушение правил сборки, транспортировки и эксплуатации;

        • крепление резьбовых соединений при сборке с нарушением требований инструкции по эксплуатации;

        • наличие шлама, посторонних предметов в приемных емкостях циркуляционной системы буровой установки.

    2. Признаками инцидентов с забойными двигателями являются:

        • резкое изменение давления в нагнетательной линии;

        • падение механической скорости проходки.

    3. Мероприятия по предупреждению инцидентов с забойными двигателями

      1. Эксплуатация забойных двигателей осуществляется в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

      2. Не допускается применение забойных двигателей, на поверхности корпусов которых имеются вмятины, трещины, раковины и другие дефекты.

      3. Перед отправкой на буровую отремонтированного забойного двигателя проводятся следующие профилактические работы:

          • дефектоскопия вала, корпуса и всех узлов согласно соответствующему нормативному документу;

          • проверяются калибрами резьбы на валу и корпусе;

          • измеряется диаметр корпуса забойного двигателя.

      4. После каждого ремонта в паспорте отмечается осевой люфт вала.

      5. В паспортах забойных двигателей указываются геометрические размеры всех узлов и типоразмеры резьб.

      6. Забойные двигатели и телесистемы транспортируются на трубовозах в специальных пеналах или на площадках.

      7. Сборка секционного забойного двигателя на буровой выполняется с применением элеваторов и хомутов соответствующего размера.

      8. Перед каждым спуском забойного двигателя в скважину проверяются:

          • величина осевого люфта (предельная величина указывается в паспорте);

          • легкость и плавность запуска;

          • герметичность резьбовых соединений корпуса при рабочем расходе бурового раствора;

          • соответствие перепада давления технической характеристике;

          • плавность остановки после отключения насоса.

      9. Не допускаются:

          • сборка забойного двигателя или установка его на роторе с применением клиньев ПКЗР;

          • сборка забойного двигателя без визуальной проверки состояния резьб и контроля момента крепления (по давлению в пневмоцилиндре);

          • установка на валу забойного двигателя длинномерных элементов;

          • опробование (опрессовка) забойного двигателя с навернутым долотом;

          • отключение ротора при турбинно-роторном способе бурения (расширки, проработки) до остановки турбобура (по давлению в нагнетательной линии).

      10. Для предотвращения поломок резьб корпуса турбобура не допускается пропуск двигателя через участок ствола с кривизной более:

          • 4/10 м для турбобура диаметром 240 мм;

          • 5,5/10 м для турбобура диаметром 195 мм;

          • 7,5/10 м для турбобура диаметром 172 мм.

      11. Не допускается бурение с вращением корпуса турбобура при кривизне призабойной зоны более:

          • 2/10 м для турбобура диаметром 240 мм;

          • 3/10 м для турбобура диаметром 195 мм;

          • 4/10 м для турбобура диаметром 172 мм.

      12. При низкой механической скорости бурения бурильная колонна проворачивается ротором на первой скорости или вращается постоянно, исключая случаи бурения с визированием отклоняющих систем.

      13. При разбуривании цементных стаканов ВЗД выполняются следующие работы:

          • приемные емкости насосных установок очищаются от шлама и посторонних предметов;

          • под ведущую трубу устанавливается сетка-фильтр;

          • над ВЗД обязательно устанавливается обратный клапан;

          • спуск бурильного инструмента проводится с шаблонировкой;

          • долив бурильного инструмента осуществляется через ведущую трубу до появления циркуляции через каждые 300 м и над цементным мостом проводится промывка не менее одного цикла.


             

  4. Предупреждение инцидентов с породоразрушающим инструментом


     

    1. К причинам возникновения инцидентов с долотами относятся:

        • недостаточный входной контроль;

        • нарушение правил крепления долот;

        • нарушение руководств (инструкций) завода-изготовителя по эксплуатации долот;

        • недостаточный контроль за отработкой долота;

        • наличие на забое металлических обломков и иных предметов;

        • нарушение правил проведения СПО, создание ударных нагрузок;

        • бурение при недостаточной очистке забоя от бурового шлама.

    2. Признаками инцидентов с долотами являются:

        • изменение момента на вращение и подклинивание бурильной колонны;

        • падение механической скорости проходки;

        • снижение давления в нагнетательной линии.

    3. Мероприятия по предупреждению инцидентов с трехшарошечными долотами

      1. Работы по приему, хранению и эксплуатации трехшарошечных долот проводятся в соответствии с РД 39-0148052-525-86 [20].

      2. Буровая обеспечивается комплектом кольцевых шаблонов для замера диаметра новых и отработанных долот.

      3. Перед спуском долота в скважину проверяется выполнение следующих требований:

          • присоединительная резьба должна быть гладкой, без выкрошенных витков, заусениц и других дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность;

          • поверхности упорных торцов резьбового соединения должны быть гладкими, без заусениц, выбоин и других дефектов, нарушающих плотность соединения;

          • в сварных швах на поверхности резьбы не должно быть единичных поверхностных пор глубиной более 0,3 мм или шлаковых включений диаметром свыше 1 мм в количестве не более трех на длине каждого шва, а также видимых трещин по сварному шву;

          • диаметры долот должны соответствовать паспорту и не превышать номинальный размер более чем:

            на 0,8 мм ………………………для долот диаметром 93,0–349,2 мм; 1,6 мм ………….……………….для долот диаметром 374,5–444,5 мм; 2,4 мм ………………….…...….для долот диаметром 469,9 и более.

      4. При эксплуатации долот с герметизированной опорой проверяется выполнение следующих требований:

          • крышки узлов компенсаторов, размещенных в верхней части спинок лап, должны быть надежно зафиксированы пружинными стопорными кольцами;

          • компенсационные каналы в крышках должны быть свободными от краски и загрязнений;

          • отверстия для заполнения смазкой полости опор должны быть закрыты резьбовыми заглушками, при наличии предохранительных клапанов их входные отверстия не должны быть загрязнены;

          • подтеки смазки из опор не допускаются.

      5. Отбракованные долота окрашиваются в яркий цвет и отправляются на базу производственного обслуживания бурового подрядчика или сервисной организации.

      6. На бурового мастера (специалиста сервисной организации) возлагается:

          • проведение инструктажа бурильщиков об особенностях спуска и отработки каждого долота;

          • участие в подборе рационального режима отработки долота и контроль соблюдения бурильщиком заданного режима.

      7. Для крепления долота применяется приспособление, обеспечивающее захват долота за боковые поверхности лап и исключающее захват за шарошки. Запрещается крепить долото ударом ротора. В зимнее время не допускается намораживание бурового раствора в приспособлении.

      8. Перед наворотом долота резьбы на долоте и в переводнике очищаются (в зимнее время отогреваются) и на них наносится смазка.

      9. Проверка натяга при навинчивании долота. Долото крепится при застопоренном роторе с моментом, соответствующим размеру резьбы.

      10. Проверяется состояние долота после крепления:

          • состояние сварных швов;

          • легкость вращения шарошек (при негерметизированных опорах);

          • отсутствие зацепления вооружения разных шарошек;

          • схождение торцов долота и наддолотного переводника.

      11. В вахтовом журнале отмечается причина подъема долота и отработка по всем параметрам (состояние вооружения, опор, наличие сколов и др.).

      12. При спуске долота в скважину:

          • не допускаются удары при входе в потайную колонну (секцию колонны) и при прохождении уступов, спуск выполняется на минимальной скорости;

          • прорабатываются интервалы, в которых отмечены затяжки инструмента во время подъема согласно записи в буровом (вахтовом) журнале, и призабойная зона, в зависимости от потери диаметра предыдущего долота, но не менее чем на длину ведущей трубы.

      13. Перед бурением долото прирабатывается на забое при отсутствии рекомендаций завода-изготовителя (сервисной организации):

          • обычные трехшарошечные долота – при нагрузке 20–30 кН в течение 5–10 мин при турбинном бурении и 10–15 мин – при роторном;

          • долота с герметизированной опорой при нагрузке 60–80 кН и ограниченном числе оборотов в течение 25–30 мин.

      14. При бурении постоянно контролируются показания всех контрольно-измерительных приборов и поддерживается связь с СТК.

      15. Бурение роторным способом проводится только при наличии моментомера.

      16. При снижении давления в нагнетательной линии или температуры выходящего из скважины бурового раствора углубление прекращается до выяснения и устранения причин.

      17. Если наблюдаются признаки заклинивания шарошек долота (рост показаний моментомера, увеличение амплитуды колебаний по моментомеру, неритмичная работа дви-

        гателей привода, остановка забойного двигателя и т.п.), инструмент приподнимается на длину ведущей трубы и при последующей проработке интервала проверяется работоспособность долота. При повторных признаках заклинивания шарошек углубление прекращается, скважина промывается, долото поднимается.

      18. Момент подъема долота определяется по следующим признакам:

          • резкое падение механической скорости в 2,5–3 раза за последние 15–20 мин бурения;

          • остановка забойного двигателя при неизменном давлении в нагнетательной линии;

          • возрастание величины и амплитуды колебаний крутящего момента (заметные подклинки инструмента) при роторном бурении;

          • увеличение давления и возрастание момента при бурении ГЗД;

          • срок отработки трех последних долот.

      19. Скорость подъема бурильного инструмента в момент входа долота в обсадную колонну ограничивается.

      20. Не допускается:

          • хранение отбракованных буровых долот на буровой;

          • сбрасывание новых долот на землю.

      21. Предупреждение инцидентов с долотами режуще-истирающего типа.

              1. Работы по приему, хранению и эксплуатации долот с резцами из поликристаллических алмазов осуществляются в соответствии с РД 39-0148052-526-86 [21] и инструкциями заводов-изготовителей.

              2. Спуск долота через превентор, верхнюю часть потайной колонны и узлы оснастки обсадных колонн осуществляется с минимальной скоростью.

              3. Забой прорабатывается при каждом спуске нового долота.

              4. Перед спуском долот режуще-истирающего типа при наличии признаков металла на забое проводится его очистка.


         

  5. Предупреждение инцидентов и брака при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин

    1. К причинам возникновения инцидентов и брака при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин относятся:

        • нахождение КНБК в прихватоопасной зоне без движения;

        • недостаточный контроль за траекторией ствола скважины;

        • вибрация бурильной колонны в процессе бурения;

        • нарушение инструкции по эксплуатации гидравлических забойных двигателей и телесистем.

    2. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин

      1. Применение турбобуров с минимально необходимым количеством секций.

      2. На время ремонтных работ или простоев выполнение подъема бурильного инструмента выше кровли прихватоопасной зоны.

      3. Бурение горизонтального участка ствола скважины проводить с установленным коротким переводником с фрезерованными каналами для прохода бурового раствора и вымыва шлама (фрезерный переводник). Место установки и размеры определять с учетом горно-геологических условий.

      4. Буровому подрядчику при забуривании скважин в кустах иметь проектный план расположения забоев скважин куста с построенными проекциями пробуренных скважин.

      5. Буровому подрядчику перед началом бурения направленного участка ствола скважины иметь инклинограмму вертикального участка.

      6. В интервале бурения ствола скважины с зенитным углом 50 и более применяются

        бурильные трубы с конусными замками.

      7. При бурении направленного участка ствола скважины проводятся профилактические отрывы долота от забоя через каждые 3 м проходки, но не реже чем через 0,5–1 ч (с учетом условий бурения).

      8. Для удаления осевшего шлама периодически проводятся спуски бурильного инструмента без забойного двигателя и промывки ствола скважины с максимально возможной производительностью насосов, закачкой порции бурового раствора с малой и высокой вязкостью и одновременным расхаживанием инструмента на длину ведущей трубы при вращении ротора или поэтапное удаление осевшего шлама из ствола скважины методом обратной циркуляции при вращении бурильной колонны.

      9. Перед наращиванием бурильная колонна расхаживается на максимально допустимую высоту с промывкой. Продолжительность промывок до и после наращивания определяется горно-геологическими условиями.

      10. Запуск бурового насоса при нахождении бурильного инструмента в наклоннонаправленном и горизонтальном участке ствола проводится с расхаживанием бурильной колонны.

      11. В прихватоопасной зоне бурильный инструмент не оставляется в скважине без движения более 5 мин.

      12. При подъеме не допускаются затяжки более 50 кН сверх собственного веса с учетом сил трения.

      13. При спуске не допускаются посадки более 50 кН от собственного веса с учетом сил трения. При бурении наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием в буровом журнале фиксируется вес бурильного инструмента при нормальном его движении вниз и вверх.

      14. Скорость СПО в направленных не обсаженных колонной участках ствола скважины ограничивается 0,3–0,4 м/с.

      15. Скорость спуска бурильной колонны в направленной обсаженной части ствола скважины ограничивается 1,5 м/с, при нахождении КНБК вблизи башмака – не более 0,5 м/с.

      16. При спуске бурильного инструмента проводится промежуточная промывка скважины в течение одного цикла над продуктивным пластом.

      17. Возможность расхаживания бурильной колонны предусматривается не менее чем на 10 м в процессе проведения инклинометрических работ через бурильную колонну.

      18. Для контроля траектории ствола скважины проводится инклинометрия не реже чем через 250–300 м проходки. Периодичность устанавливается в зависимости от траектории ствола и горно-геологических условий бурения.

      19. При бурении горизонтального и наклонно-направленного участков ствола скважины неориентируемыми компоновками проводятся контрольные замеры траектории скважины не реже чем через 150 м проходки.

      20. При включении в отклоняющую КНБК наддолотного калибратора его диаметр должен быть на 2 мм меньше диаметра долота, а длина калибрующей части – 250–300 мм.


         

  6. Инциденты и брак при креплении скважин. Причины возникновения и мероприятия по их предупреждению


     

    1. Инциденты и брак при спуске обсадных колонн в скважину

      1. Причины инцидентов и брака, связанных с прихватом обсадных колонн, аналогичны причинам, вызывающим прихват бурильного инструмента. Причинами, характерными только для прихватов обсадной колонны, являются:

          • вынужденные остановки по непредвиденным обстоятельствам;

          • некачественная подготовка ствола скважины перед спуском обсадной колонны (проработка ствола скважины проводилась не с жесткой компоновкой бурильной колонны, завышенная скорость проработки, спуск компоновки в осложненных участках без проработки);

          • разрушение оснастки обсадной колонны.

      2. Причины инцидентов и брака, связанные с падением труб и секций обсадных колонн, аналогичны причинам, вызывающим падение в скважину бурильного инструмента. Специфическая причина падения обсадной колонны – нарушение технических правил сварки при спуске безмуфтовой колонны в скважину.

      3. К причинам инцидентов и брака, связанных со смятием обсадных труб, относятся:

          • недолив спускаемой колонны;

          • спуск с посадками в интервалах, осложненных кавернами, и при большой разнице диаметров скважины и колонны;

          • несоблюдение технологии спуска колонн (скорость спуска, периодичность долива, промывок и др.);

          • превышение расчетных нагрузок при прохождении через искривленные участки ствола.

      4. К причинам инцидентов и брака, связанных с невозможностью отсоединения бурильной колонны от секции обсадной колонны, хвостовика, относятся:

          • отсоединение бурильной колонны от «хвостовика» без полного снятия осевой нагрузки;

          • применение несертифицированных разъединительных устройств.

      5. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при спуске обсадных колонн

        1. Все работы по креплению скважин необходимо проводить по утвержденному плану, составленному в соответствии с ПД и требованиями соответствующих нормативных документов.

        2. В плане работ на крепление ствола скважины следует отразить:

            • подготовку бурового и силового оборудования, а в зимнее время и котельной (парогенератора);

            • подготовку ствола скважины (КНБК, способ и режим проработки, параметры бурового раствора, время ввода и концентрации смазывающих добавок);

            • подготовку обсадных труб;

            • компоновку обсадной колонны согласно фактическим горно-геологическим условиям;

            • подготовку и компоновку бурильных труб (при спуске обсадных колонн секциями и спуске потайной колонны);

            • компоновку обсадной колонны элементами технологической оснастки с указанием глубин их установки;

            • способ фиксации резьбовых соединений нижней части обсадных колонн (30–50 м);

            • компоновку низа бурильной колонны для разбуривания цементного стакана и оснастки, порядок и способы испытания на герметичность.

        3. План работ на крепление скважины с вскрытыми продуктивными горизонтами необходимо согласовать с ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».

        4. Персонал буровой бригады, участвующий в работе по ее креплению, до начала работ ознакамливается с планом на крепление скважины начальником буровой (буровым мастером или специалистом бурового подрядчика, определенный планом работ). Все ответственные лица, указанные в плане, ознакамливаются под роспись.

        5. Отступления от плана на крепление скважины или выполнение работ, не предусмотренных планом, согласовываются с ответственным лицом, утвердившим план работ. При экстренной необходимости и отсутствии оперативной связи решение об изменении плана принимается ответственным за крепление скважины специалистом бурового подрядчика.

        6. Приобретение и контроль качества труб нефтяного сортамента (в комплекте с подгоночными патрубками и переводниками) осуществляется в соответствии с нормативными документами с обязательным проведением отраслевой приемки на заводах-изготовителях и постоянным входным контролем обсадных труб на производственных базах.

        7. Перед спуском обсадных колонн комиссией в составе, определенном приказом руководителя бурового подрядчика, с привлечением представителей Заказчика, ВЧ ООО «Газпром газобезопасность» проверяется состояние и исправность:

            • фундаментов подвышечного основания и основание ротора;

            • подвышечного основания и вышки, центровку вышки и горизонтальность стола ротора;

            • силового оборудования и электрической системы;

            • талевой системы и талевого каната;

            • буровой лебедки и тормозной системы;

            • буровых насосов, очистных систем, дегазатора;

            • контрольно-измерительных приборов.

        8. При спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии рабочего давления универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны. При диаметре спускаемой колонны более 168 мм иметь в наличии на приемных мостках стальную с соответствующими прочностными характеристиками аварийную бурильную трубу с открытым шаровым краном (опрессованные на соответствующее давление) и навернутым переводником к обсадным трубам без крепления ключами.

        9. В процессе подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны приводятся в соответствие с ПД параметры и состав бурового раствора (вводятся смазывающие добавки).

        10. Перед отправкой обсадных труб на буровую буровым подрядчиком по поручению Заказчика проводится контрольная проверка труб:

            • на соответствие их сертификату качества;

            • на отсутствие закатов, раковин, вмятин, трещин, разностенности и овальности;

            • проводятся гидравлические испытания, кроме труб с премиальным типом резьб и импортных труб.

        11. Гидравлическое испытание обсадных труб на внутреннее давление проводится водой с давлением, установленным ПД на строительство скважины:

          а) запас прочности при опрессовке обсадных труб должен быть не менее: 1,15 ………..…. для труб исполнения «А» диаметром 114–219 мм;

          1,45 …………… для труб исполнения «В» диаметром свыше 219 мм;

          б) обсадные трубы эксплуатационных и ответственных промежуточных колонн до спуска в скважину подвергаются (на трубной базе или непосредственно на буровой) гидроиспытанию на давление, превышающее не менее чем на 5 % внутреннее избыточное давление, действующее на трубы колонны при их испытании на герметичность в скважине, кроме труб с премиальным типом резьб и импортных труб.

        12. К использованию допускаются элементы обсадной колонны, выпускаемые серийно или по отдельным заказам специализированными заводами и проверенные на базе бурового подрядчика. На все элементы технологической оснастки оформляются паспорта.

        13. На проверку технологической оснастки и опрессовку обсадных труб на базе бурового подрядчика составляются акты. Копии актов направляются на буровую вместе с трубами и технологической оснасткой.

        14. Буровым подрядчиком (сервисной организацией) назначается специалист, ответственный за техническое состояние инструмента и приспособлений, применяемых при спуске обсадных колонн (элеваторы, спайдер-элеваторы, машинные ключи и т.д.).

        15. Трубы, через которые шаблон не проходит, или не выдержавшие гидравлических испытаний, отбраковываются, на их поверхности устойчивой светлой краской наносится надпись «Брак». Отбракованные трубы укладываются на отдельный стеллаж.

        16. Сведения о каждой подготовленной трубе заносятся в ведомость (реестр), которая служит паспортом на колонну труб и удостоверяет, что трубы прошли соответствующий контроль и допущены к спуску в скважину. Ведомость подписывается лицом, непосредственно отвечающим за комплектование колонны, и передается буровому мастеру (начальнику буровой), а копия ведомости передается в технологическую службу бурового подрядчика.

        17. Перевозка обсадных труб осуществляется трубовозами или другой приспособленной к этому техникой. Погрузка и разгрузка труб проводится крановой техникой или механизмами, приспособлениями, исключающими падение и удары труб. При транспортировке концы труб защищаются предохранительными кольцами и ниппелями. При этом применяются специальные прокладки, исключающие удары труб друг о друга.

        18. При подготовке скважины к креплению на буровую завозятся проверенные резервные трубы максимальной (по расчету) прочности в количестве 5 % от проектной длины колонны. Указанные трубы размещаются отдельно.

        19. Доставленные на буровую обсадные трубы должны иметь заводской сертификат и заводскую маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям нормативных документов (для импортных труб – требованиям контракта).

        20. При подготовке резьбовых соединений обсадных труб к свинчиванию непосредственно перед спуском в скважину руководствоваться рекомендациями заводаизготовителя. Не допускается применения металлических приспособлений для чистки резьб, нарушающих чистоту обработки ее поверхности и целостность.

        21. На начальника буровой (бурового мастера или специалиста бурового подрядчика, определенного планом работ) возлагается:

            • ознакомление с планом на крепление скважины персонала вахт, участвующего в работе по креплению;

            • запись в вахтовом журнале количества завезенных труб;

            • проверка технологической оснастки обсадной колонны (в том числе соответствие присоединительных резьб путем наворота на обсадную трубу);

            • проверка комплектности и технической исправности спускового инструмента;

            • проверка наличия на буровой актов на проверку и опрессовку обсадных труб и технологической оснастки, готовность буровой установки к креплению скважины, готовность подвески бурильных труб (при спуске потайных колонн и секций), проведение контрольного замера бурильной колонны, проверка спускового инструмента;

            • составление схемы укладки обсадных труб на стеллажах.

        22. До начала работ по подготовке ствола скважины к спуску обсадной (потайной) колонны выполняется комплекс ГИС (профилеметрия, инклинометрия, замер температуры и др.), по результатам определяется глубина установки башмака обсадной колонны, интервалы сужений, перегибов, расширений, уступов и коэффициент кавернозности ствола скважины.

        23. Проработка ствола скважины перед спуском обсадной колонны ведется с параметрами бурового раствора согласно ПД на строительство скважины.

          Жесткость компоновки низа бурильной колонны должна обеспечивать проходимость обсадной колонны до заданной глубины, исключать забуривание нового ствола и создание инцидентов при проработке:

            • скорость калибровки ствола скважины роторной КНБК не должна превышать 20–25 м/ч и частоту вращения не менее 60 об/мин;

            • параметры проработки ствола скважины определяются по фактическим горно-геологическим условиям проводки скважины;

            • перед подъемом бурильного инструмента под спуск обсадной колонны проводится контрольный анализ бурового раствора (средней пробы) на соответствие проектным параметрам. В случае возникновения затяжек при подъеме бурильного инструмента ствол скважины готовится повторно.

        24. Разрешение на спуск обсадной колонны выдается ответственным руководителем за крепление скважины, назначенным в плане работ, или техническим руководителем (главным инженером) бурового подрядчика.

        25. На период спуска обсадной колонны и ее цементирования организуется круглосуточное дежурство на буровой сварщика, электрика, старшего дизелиста, слесаря. Ответственным за организацию круглосуточного дежурства перечисленного в пункте персонала является специалист бурового подрядчика, назначенный на эту операцию, или указанный в плане работ.

        26. Спуск обсадной колонны проводится под руководством ответственного специалиста бурового подрядчика, специально назначенного на эту операцию, или указанного в плане работ. Назначенное ответственное лицо составляет график непрерывного дежурства специалистов на рабочем месте (на буровой) и контролирует его выполнение.

        27. Спуск тяжелых обсадных колонн (более 1000 кН) проводится на спайдерэлеваторах или с помощью верхнего спайдера и ПКРО. Спуск обсадной колонны со спайдерэлеватором начинается при наборе достаточного веса для погружения ее в буровой раствор.

        28. В случае использования элеваторов обеспечивается строгая горизонтальность посадки муфты на опорную поверхность элеватора и элеватора на ротор, так как односторонняя нагрузка на муфту способствует ее деформации и вырыву колонны; односторонняя нагрузка на элеватор может привести к его поломке и падению колонны обсадных труб в скважину.

        29. Подача обсадных труб в буровую выполняется при навинченных предохранительных кольцах, которые снимаются только при полной готовности труб к свинчиванию. На воротах вышки устанавливается удерживающее приспособление, предотвращающее удар труб о ротор при подаче в буровую.

        30. Каждая подаваемая для спуска обсадная труба шаблонируется закрепленным за указанной операцией опытным помощником бурильщика. Ответственному за шаблонирование выдается под роспись только один шаблон (запасные хранятся у мастера). Бурильщик не должен поднимать шаблонируемую трубу выше ротора без сигнала помощника бурильщика о выходе из нее шаблона. Прием-сдача шаблона фиксируются в буровом журнале с росписями ответственных за шаблонирование обсадных труб.

        31. Наружный диаметр шаблона для обсадных труб, изготовленных по ГОСТ 632, должен быть меньше их номинального внутреннего диаметра на следующую величину:

          3 мм ………………………………… для труб диаметром 114–219 мм; 4 мм ………………………………... для труб диаметром 245–340 мм; 5 мм ………………………………... для труб диаметром более 340 мм,

          но не меньше диаметра долота с учетом плюсовых допусков.

          Шаблон должен быть заводского исполнения или выполнен из материала, рекомендуемого заводом – изготовителем труб.

        32. Для труб диаметром 114–219 мм длина шаблона должна быть 150 мм, для труб диаметром более 219 мм – 300 мм. Ручка шаблона должна быть выполнена в потай. Запрещается применение шаблонов без внутреннего канала.

        33. Для обеспечения герметизации резьбовых соединений обсадных колонн выполняются следующие требования:

            • тип смазки резьбовых соединений выбирается согласно ПД и указывается в плане работ (на смазку следует иметь паспорт и сертификат);

            • все резьбовые соединения прибашмачной части обсадной колонны (50–60 м) после закрепления машинными ключами обвариваются прерывистым сварным швом с обязательным применением спецколец или электрозаклепок;

            • сварочные работы проводятся квалифицированными сварщиками. Не допускается принудительное охлаждение сварного шва (водой или буровым раствором);

            • в случае компоновки низа обсадной колонны из труб, не подлежащих обварке, резьбовые соединения смазываются затвердевающей смазкой.

        34. Общая длина обсадной колонны до забоя подбирается заранее с учетом требований по оборудованию устья скважины ПВО.

        35. Если при свинчивании труба (по ГОСТ 632) не довернулась на шесть ниток и более, докреплять такое соединение запрещается. Труба заменяется.

          Если при достижении максимального крутящего момента при докреплении соединений обсадных труб (по ГОСТ 632) остается более трех ниток, то такие трубы отбраковываются и заменяются.

        36. Крепление резьбовых соединений всех обсадных колонн проводится с использованием моментомеров. Величина крутящего момента регламентируется в определенных пределах в зависимости от типоразмеров обсадных труб, принимается согласно ТУ, паспорту и сертификату соответствия трубной продукции завода-изготовителя и указывается в планенакреплениескважины. Впроцессеспускаколоннконтрользасвинчиваниемрезьбовых соединений осуществляет специалист бурового подрядчика или сервисной организации в соответствии с установленным графиком дежурства. В реестре и вахтовом журнале фиксируются интервалы спуска обсадной колонны с указанием дежурного специалиста.

        37. Во избежание поглощения, гидроразрыва пластов, нарушения устойчивости стенок скважины, смятия обсадной колонны в плане работ указывается допустимая скорость спуска колонны, периодичность долива и глубины промывок.

        38. В процессе спуска обсадной колонны выполняются следующие требования:

            • при спуске колонны с обратным клапаном, обеспечивающим саморегулируемое заполнение колонны буровым раствором, постоянно контролируется характер заполнения колонны по объему вытеснения бурового раствора, нагрузке на крюке и визуально;

            • при использовании обратных клапанов, которые не обеспечивают самозаполнение колонны при ее спуске, регулярно проводится долив бурового раствора в колонну через определенное количество спущенных труб в зависимости от прочности колонны, характеристик обратного клапана;

            • заполнение обсадной колонны буровым раствором проводится через доливочную головку до прекращения пульсации с последующим контролем уровня визуально;

            • для предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе ее заполнения, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонна держится на весу и расхаживается не реже чем через каждые 5 мин;

            • перед промывкой скважины при спуске обсадной колонны проводится долив колонны до устья;

            • в случае возникновения посадок, затяжек, признаков ГНВП проводится внеочередная промежуточная промывка (при этом принимаются меры к недопущению прихвата и выброса);

            • если при спуске колонны наблюдаются посадки и затяжки, которые не удается ликвидировать посредством промывок и допустимых расхаживаний, дальнейшие работы проводятся по специальному плану, предусматривающему дополнительные меры по ликвидации посадок и затяжек;

            • последняя обсадная труба колонны спускается в скважину с промывкой и на минимальной скорости (не допускается разгрузка обсадной колонны на забой скважины сверх допустимых значений).

        39. Восстановление циркуляции и последующая промывка скважины начинаются при минимальной подаче насосов с постепенным увеличением ее до расчетной:

            • в случае возникновения признаков поглощения и снижения уровня жидкости в затрубном пространстве снижается производительность до минимальной величины, при которой они прекратятся, или принимается другое решение в зависимости от конкретных горногеологических и технических условий;

            • во избежание гидроразрыва горных пород и поглощений бурового раствора, а в некоторых случаях смятия обсадных труб, скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном ограничивается 1 м/с для вертикальных и 0,5 м/с для наклонно-направленных скважин.

        40. Планом работ на спуск колонны ограничивать допустимую величину посадки и затяжки с учетом преодоления сил трения.

        41. По окончании спуска обсадная колонна подвешивается на талевой системе для обеспечения возможности ее расхаживания в процессе цементирования. При наличии технической возможности колонна вращается во время продавки цементного раствора в затрубное пространство.

        42. Все организационные и технологические указания, относящиеся к проведению работ по спуску обсадных колонн в один прием, выполняются в полном объеме также и при креплении скважин потайными колоннами и секциями, спускаемыми на бурильных трубах.

        43. При спуске секции или потайной колонны дополнительно к 13.1.5.36:

    • готовится подвеска из бурильных труб в соответствии с расчетом, указанным в плане (бурильные трубы маркируются, измеряются, шаблонируются, проверяются дефектоскопией согласно РД 39-0147014-555-89 [8], РД 39-2-381-80 [9], РД 39-2-787-82 [10] и соответствующему нормативному документу, опрессовываются на давление, не менее чем в 1,5 раза превышающее максимальное расчетное давление при цементировании);

    • крепятся замковые соединения с расчетным моментом;

    • ротор стопорится на весь период спуска и цементирования;

    • на устье устанавливается обтюратор для предотвращения попадания в скважину посторонних предметов;

    • на мостках укладываются несколько бурильных труб разной длины и соответствующей расчету прочности для допуска до забоя (зумпфа);

    • разъединитель отсоединяется с использованием квадратной штанги или клиньев ПКЗР при весе на крюке, равном зафиксированному весу подвески (работы выполняются по плану на крепление скважины и в соответствии с инструкцией по эксплуатации применяемого разъединителя);

    • при спуске секции обсадной колонны на бурильных трубах над разъединителем рекомендуется устанавливать телескопический переводник для безопасного отворота подвески бурильных труб (при использовании разъединителей, в конструкции которых предусматривается свободный ход штока при выполнении операции по отвороту, телескопический переводник не устанавливается).

        1. Инциденты и брак при цементировании обсадной колонны

          1. К видам и причинам инцидентов и брака при цементировании обсадной колонны относятся:

    • оставление сверхнормативного стакана тампонажного раствора в колонне (несовершенство конструкций продавочных пробок, использование неопрессованных цементировочных головок, непроведение контрольного анализа цементного раствора, ошибка при расчете объемов);

    • смятие обсадных колонн (резкий сброс давления в трубах, отсутствие контроля за давлением в затрубном во время ОЗЦ и при обратном цементировании);

    • изгибы обсадных колонн (разгрузка на забой сверх допустимых значений);

    • разрушения обсадных колонн под действием внутреннего давления (превышение давления в колонне выше допустимого);

    • обрыв колонны (отсутствие контроля за весом колонны во время ОЗЦ, резкая разница температур колонны и закачиваемых бурового и тампонажного растворов при цементировании обсадных колонн, спускаемых на большие глубины, заводские дефекты в трубах);

    • наличие МКД (при нарушении проектных решений в процессе цементирования).

          1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при цементировании

            1. План на цементирование обсадной колонны должен входить самостоятельным разделом в общий план работ по креплению скважины и определять:

    • тип и составы тампонажных материалов по интервалам цементирования, требования к тампонажным материалам;

    • расчет необходимого количества тампонажных материалов;

    • тип, состав и количество буферной жидкости;

    • требования к физико-механическим свойствам тампонажных растворов (плотность, время загустевания и др.), условия выполнения лабораторных испытаний (температура, давление);

    • данные о температурных условиях, необходимых для нормального схватывания тампонажного раствора;

    • гидравлическую программу цементирования (необходимую производительность на различных стадиях процесса цементирования, ожидаемые давления на устье и забое скважины, в интервале залегания пластов с наименьшим градиентом давления гидроразрыва, рабочее давление и давление «стоп»);

    • требуемое количество тампонажной техники, режим ее работы;

    • последовательность работ, требования к выполнению основных технологических операций процесса цементирования, а также вспомогательных работ, выполняемых с помощью специальной тампонажной техники по завершении процесса цементирования;

    • ответственных руководителей работ.

            1. Цементирование эксплуатационных колонн на скважинах, ПД которых утверждена ОАО «Газпром», проводится под руководством технического руководителя (главного инженера и главного геолога) бурового подрядчика.

            2. Цементирование обсадных колонн, установка цементных мостов, изоляция зон поглощений проводятся только при наличии на буровой результатов лабораторного и контрольного анализов цементных растворов, выполненных в соответствии с условиями проведения работ (температура и давление в скважине, тип воды для приготовления жидкости затворения).

            3. Подбор рецептуры цементного раствора проводится до начала спуска колонны, не менее чем за 5 сут. Результаты испытаний проб цементных растворов – по форме, приведенной в приложении Д.

            4. В лаборатории проверяются смеси буферная жидкость – цементный раствор, буферная жидкость – буровой раствор и цементный раствор – буровой раствор на отсутствие загустевания и совместимости в пропорциях 30/70, 50/50, 70/30.

            5. Время загустевания цементного раствора, определяемое на консистометрах при температуре и давлении, имитирующих значения температуры и давления в процессе цементирования, должно превышать на 25 % расчетное время цементирования, но не менее чем на 30 мин и не более чем на 90 мин.

            6. Необходимое количество цементного раствора для цементирования обсадной колонны определяется с учетом коэффициента сжимаемости растворов (смесей), промысловогеофизических данных (по профилеметрии, проведенной при выполнении заключительного комплекса геофизических работ) и накопленного опыта по цементированию скважин на данной площади.

            7. Доставка цемента на буровую осуществляется специальным транспортом. Доставленный на буровую цемент передается актом буровому мастеру, которым ведется учет поступающего тампонажного материала.

            8. Под руководством ответственных представителей сервисной (тампонажной) организации до начала цементирования готовится с запасом не менее 25 %:

    • жидкость затворения согласно рецептуре, лаборатории;

    • буферная жидкость согласно рецептуре, предусмотренной планом работ.

            1. Температуру закачиваемых в скважину жидкостей поддерживать из условия предотвращения их замерзания в линиях обвязки.

            2. Перед цементированием мерные емкости цементировочных агрегатов и комплексов очищаются, проверяется соответствие размеров цилиндровых втулок и поршней цементировочных насосов ожидаемому давлению, наличие и исправность манометров высокого и низкого давлений, предохранительных клапанов и запорных устройств. Бункеры цементосмесительных машин до затаривания цемента полностью освобождаются от остатков предыдущего цемента. Для обеспечения заданной плотности цементного раствора размер насадок смесительной камеры должен соответствовать расчетному значению. Составляется акт готовности. Работы выполняются под руководством ответственного специалиста и по утвержденному плану на цементирование.

            3. При цементировании с использованием двух пробок применяется цементировочная головка, обеспечивающая их размещение и фиксацию.

            4. Перед цементированием колонн обвязку цементировочных агрегатов (комплекса) и навернутую цементировочную головку опрессовывают давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное давление в конце цементирования.

            5. В процессе цементирования непрерывно контролируется вытеснение раствора из скважины.

            6. При наличии признаков ГНВП или поглощения бурового раствора после спуска колонны работы по цементированию скважины не проводятся до ликвидации осложнений. Все работы проводятся по специальному плану, утвержденному в установленном порядке.

            7. В случае возникновения признаков ГНВП при цементировании колонны процесс следует продолжить с регулированием противодавления в заколонном пространстве.

            8. Гидравлические расчеты цементирования колонн составляются с учетом предотвращения снижения давления на проявляющие пласты и обеспечения расчетной скорости восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве.

            9. Планом работ предусматривать условия посадки пробки, не вызывающие повышение давления выше предельных значений для данной оснастки обсадной колонны (клиновая подвеска, МСЦ, пакер, обратный клапан). Последние 2 м3 продавочной жидкости закачиваются с ограниченной производительностью, не более 4–6 л/с.

            10. Независимо от наличия СКЦ в процессе цементирования выполняются следующие требования:

    • измеряется плотность цементного раствора с отбором проб из осреднительной емкости, чанов в каждой точке затворения. Обеспечивается хранение проб в течение времени ОЗЦ;

    • контролируется давление нагнетания жидкостей в обсадную колонну;

    • назначенными ответственными специалистами учитываются текущий и суммарный объемы закачанных в скважину жидкостей по тарированным емкостям цементировочных агрегатов, цементировочного комплекса;

    • контролируется характер циркуляции, и корректируются режимы работы агрегатов.

            1. Заключительные работы после цементирования проводятся в соответствии с 13.1–13.4 РД 39-00147001-767-2000 [12].

            2. По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД и газовые горизонты, а также в скважинах, склонных к газонефтеводопроявлениям, на период ОЗЦ заполненное до устья затрубное пространство герметизируется и обеспечивается дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины.

            3. При возникновении в процессе спуска обсадной колонны и ее цементирования не предусмотренных планом ситуаций и расхождений с расчетными данными ответственным специалистом бурового подрядчика (руководителем работ) устанавливаются причины, принимаются необходимые меры по их устранению и своевременно оповещается технический руководитель буровой организации.

        1. Инциденты с обсадной колонной при углублении скважины

          1. К видам и причинам инцидентов с обсадной колонной при углублении скважины относятся:

    • отсоединение нижних обсадных труб и башмака из-за отсутствия цемента выше башмака колонны, установки башмака колонны в мягкие породы, легко поддающиеся размыву, наличие каверн под башмаком, искривления ствола скважины, несоосности бурильной и обсадной колонн;

    • протирание и износ обсадных труб из-за длительной работы бурильного инструмента в обсадной колонне, искривления ствола скважины, отсутствие центровки вышки или отсутствие протекторов.

          1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака

            1. Для предотвращения отвинчивания башмака колонны при углублении скважины не допускается его оголение при цементировании.

            2. В целях предупреждения возможности отвинчивания нижних четырех-пяти обсадных труб кондуктора и промежуточных колонн (в процессе последующего углубления скважины) проводится обварка муфт, установка электрозаклепок или используется отверждающая смазка.

            3. Для предупреждения протирания обсадных колонн на устье скважины последние две обсадные трубы в колонне комплектуются из труб максимальной толщины стенки соответствующей группы прочности, под ведущей трубой устанавливается протекторный переводник, а на бурильных трубах используются предохранительные кольца.

        1. Инциденты и брак при разбуривании цементного моста и цементного стакана

          1. К видам и причинам инцидентов и брака при разбуривании цементного моста и цементного стакана относятся:

    • прихваты бурильной колонны в результате использования бурового раствора неудовлетворительного качества, недостаточной промывки скважины или длительного простоя без циркуляции и движения бурильной колонны;

    • нарушения обсадных колонн и забуривание нового ствола при разбуривании цемента и оснастки колонны долотами с боковым армированием, использовании КНБК, не соответствующей ПД, использование оснастки колонн, изготовленной из материала, не предусмотренного ТУ.

          1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака

            1. Разбуривание цементных мостов и стаканов проводится долотами (фрезами) без насадок с ограниченной нагрузкой на долото (не более 20–30 кН) и постоянной обработкой и очисткой бурового раствора.

            2. При разбуривании цементных мостов и цементных стаканов в скважине, с целью недопущения инцидентов с долотами, производить их своевременную смену.

            3. Перед каждым наращиванием проводится промывка не менее 15 мин. Через каждые 50 м разбуривания цементного моста или стакана осуществляется промывка не менее цикла, до полной очистки бурового раствора.

            4. Спуск бурильного инструмента для разбуривания цементного стакана проводится с промежуточными промывками в соответствии с планом работ.

            5. За 100 м до расчетной кровли цементного моста спуск бурильного инструмента проводится со сплошной проработкой.

            6. При разбуривании цементных стаканов и мостов:

    • не применяются элементы КНБК (калибраторы, центраторы, расширители, маховик);

    • не применяется вода;

    • не оставляется инструмент в зоне разбуривания цементного моста без промывки и движения;

    • не проводится СПО до окончания ОЗЦ;

    • определяется фактическая глубина установки цементного моста (стакана) с промывкой, включая зону, где может находиться гель или цементный раствор.

            1. В случае остановок (для ремонтов или по другим причинам) инструмент поднимается выше первоначальной кровли моста (стакана) на 300 м, при возможности расхаживается (проворачивается) и проводятся периодические промывки.

            2. При работе в потайной колонне в случае длительных простоев инструмент следует поднять в колонну большего диаметра.

            3. По окончании разбуривания цементного стакана или моста скважина промывается до полной очистки раствора от цемента продолжительностью не менее двух циклов с использованием очистных устройств бурового раствора (вибросит, гидроциклонов).

            4. По окончании разбуривания оснастки и узлов соединения секций при спуске секционных обсадных колонн в скважину спускается металлоуловитель и скважину промывают до полной очистки от металла.


       

      1. Предупреждение инцидентов и брака при выполнении работ сервисными организациями


         

        1. Инциденты и брак при выполнении работ по геофизическим исследованиям и проведении прострелочно-взрывных работ в скважине

          1. К видам и причинам инцидентов и брака при проведении ГИС и ПВР относятся:

    • прихват (затяжка) геофизического кабеля и/или прибора в результате зарезки кабеля в породу в интервалах перегибов ствола, попадания прибора в каверну, неподготовленности скважины к ГИС, заклинки посторонним предметом, нарушения башмака колонны, искривления ствола скважины более 45–50.

    • обрыв кабеля и/или оставление геофизического прибора в результате нарушения правил проведения ГИС;

    • проведение ПВР вне заданного объекта;

    • отсутствие перфорационных отверстий после перфорации.

          1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при проведении ГИС и ПВР

            1. Все геофизические работы выполняются с учетом требований ПБ-08-624-03 [4], РД 153-39.0-069-00 [5], Правил [23], Типовой инструкции [24], РД 153-39.0-062-00 [25] и РД 153-39.0-072-00 [26].

            2. Перед проведением геофизических работ на скважине:

    • проверяется состояние и обеспечивается работа ПВО, установленного на скважине;

    • проводится подготовка пола буровой и территории скважины для обеспечения удобной и безопасной эксплуатации наземного оборудования и производства спуска и подъема скважинных приборов, удаляются все инструменты и предметы, которые могут создать препятствие движению геофизического кабеля;

    • обеспечивается освещение рабочих мест и опасных зон в соответствии с ПБ-08624-03 [4], РД 153-39.0-069-00 [5], Правилами [23] и Типовой инструкцией [24], если предусматривается проведение геофизических и взрывных работ в темное время суток;

    • проверяется состояние сливной воронки на устье скважины. В случае необходимости устраняются недостатки (наличие острых кромок, выступающих концов и других повреждений, способных вызвать повреждение или заклинивание каротажного кабеля);

    • центрируются вышка и ротор по отношению к устью скважины и стопорится стол ротора;

    • скважина заполняется буровым раствором до устья и обеспечивается требуемым его запасом;

    • прироторная площадка оборудуется для очистки от бурового раствора кабеля и приборов, поднимаемых из скважины;

    • при проведении ГИС геофизическая партия обеспечивается комплектом аварийного инструмента для рубки и извлечения кабеля.

            1. Перед проведением работ скважина готовится для обеспечения беспрепятственного прохождения геофизических приборов.

              Для этого:

    • уточняется глубина расположения башмака последней обсадной колонны;

    • ствол скважины шаблонируется долотом номинального диаметра и КНБК, предусмотренной ПД, с проработкой интервалов посадок и затяжек, мест сужений и уступов до их полной ликвидации;

    • скважина промывается с целью очистки ее от шлама и обеспечения проектных параметров бурового раствора в течение всего цикла его циркуляции в скважине;

    • на основании накопленной горно-геологической и другой информации определяется продолжительность безопасного проведения геофизических работ.

            1. Готовность бурового оборудования и скважины к проведению геофизических работ оформляется двусторонним актом, приведенным в приложении Е, подписанным ответственными представителями бурового подрядчика и сервисной организации (геофизической партии). Один экземпляр акта передается сервисной организации (начальнику геофизической партии).

            2. Промыслово-геофизические, прострелочно-взрывные работы в скважинах выполняются под руководством ответственного специалиста сервисной организации (начальника геофизической партии (отряда)) при обязательном присутствии представителя геологической службы бурового подрядчика и начальника буровой (бурового мастера) при полном составе вахты.

            3. Перед началом работ ответственным представителем сервисной организации (начальником партии (отряда)) проводится инструктаж работников, входящих в состав буровой бригады по промышленной безопасности и охране труда при проведении геофизических работ с отметкой в журнале учета инструктажа на рабочем месте.

            4. Для обеспечения безопасного и безаварийного ведения геофизических работ с применением подвесной системы верхний ролик блок-баланса закрепляется на крюке талевого блока над устьем скважины на максимальном расстоянии от стола ротора, а нижний (оттяжной) роликнаспециальномприспособлении– коснованиюбуровой. Всеузлыкрепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 150 кН.

            5. При применении блок-баланса стопорится стол ротора и укрепляется блокбаланс прочно на роторе в положении, в котором кабель при движении не касается ротора.

            6. Геофизические работы проводятся сразу после окончания подъема бурильной колонны из скважины.

            7. Подвеска приборов выполняется при помощи специальных кабельных наконечников и соединительных муфт. Величина ослабления в местах крепления не должна превышать 2/3 прочности кабеля. Геофизические приборы и снаряды должны соответствовать условиям данной скважины (давление, температура, сероводородная агрессия и т.д.).

            8. При неоднократных остановках приборов или возникновении затяжки кабеля геофизические работы прекращаются и возобновляются после дополнительной подготовки скважины.

            9. При наличии в скважине больших искривлений, нарушении обсадной колонны, непрохождении прибора на уступах геофизические работы выполняются через бурильные трубы по специальному плану, утвержденному техническим руководителем бурового подрядчика и согласованному сервисной (геофизической) организацией и Заказчиком.

            10. Кабель в открытом стволе скважины не должен находиться без движения. В случае выхода из строя подъемника ответственным представителем сервисной (геофизической) организации и начальником буровой (буровым мастером) принимаются срочные меры по расхаживанию с помощью талевой системы.

            11. При возникновении прихвата ответственным представителем сервисной (геофизической) организации (начальнику партии (отряда)) ставятся в известность ответственный представитель геологической службы бурового подрядчика, начальник буровой (буровой мастер) и проводятся работы по расхаживанию кабеля с натяжением, исключающим его обрыв. При невозможности ликвидации прихвата кабеля расхаживанием ставится в известность техническое руководство сервисной (геофизической) организации и бурового подрядчика. Составляется акт о возникновении прихвата.

            12. Работы по ликвидации инцидентов с прихваченными или оставленными каротажными приборами и снарядами проводятся по плану, утвержденному техническим руководителем бурового подрядчика и согласованному с сервисной (геофизической) организацией и Заказчиком. В процессе ликвидации инцидента на буровой должен присутствовать представитель сервисной (геофизической) организации.

            13. При проведении ПВР ствол скважины шаблонируется спуском на кабеле шаблона, диаметр, масса и длина которого соответствуют габаритно-массовым техническим характеристикам применяемой ПВА. Ограничения по длине шаблона не устанавливаются при использовании ПВА нежесткой конструкции (бескорпусные перфораторы, пороховые генераторы давления, шнуровые торпеды и др.).

            14. При проведении ПВР вусловиях равновесия или депрессии в системе «скважинапласт» устье скважины оборудуется фонтанной арматурой и лубрикаторным устройством, обеспечивающими герметизацию. В случае превышения гидростатического давления над пластовым устье скважины оборудуется ПВО в соответствии с ПБ 08-624-03 [4].

            15. В случае возникновения прямых признаков ГНВП при проведении ГИС или ПВР устье скважины герметизируется. При нахождении кабеля в скважине и невозможности герметизации устья с ним кабель обрубается.

        1. Инциденты и брак при работе с испытателем пластов на трубах

          1. К видам и причинам инцидентов и брака при работе с испытателем пластов на трубах относятся:

    • прихваты вследствие обвала пород, прилипания, падения посторонних предметов, испытания в осложненном стволе;

    • оставление элементов ИПТ по причинам разрушения элементов, нарушения правил эксплуатации;

    • отсутствие записи на диаграмме пластоиспытателя;

    • отказ оборудования КИП при испытании.

          1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при работе с ИПТ

            1. Перед проведением испытаний проверяется готовность к работе наземного бурового оборудования и испытательного инструмента с составлением акта.

            2. Работы в скважине с ИПТ проводятся по плану, утвержденному техническим руководителем бурового подрядчика, согласованному сервисной организацией, выполняющей ИПТ, и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность». Все отклонения от плана на испытание объекта согласуются с техническим руководителем бурового подрядчика и Заказчиком.

            3. Длина последней трубы подбирается из условия, чтобы положение устьевой головки над ротором позволяло осуществлять контроль и обслуживание манометра и крана высокого давления.

            4. Работы выполняются с обязательным креплением всех замковых резьбовых соединений на ИПТ и на устьевой головке с моментом, соответствующим данному типоразмеру резьбового соединения. Момент определяется по моментомеру, установленному на буровом ключе.

            5. Испытание не проводится при неисправном индикаторе веса, отсутствии циркуляционного клапана, яса, безопасного переводника, выравнивателя давления для селективного испытания.

            6. Устьевой манифольд опрессовывается на полуторократное рабочее давление, и обеспечивается контроль активности притока, давления, отбора проб, отвода притока в емкость, прямой и обратной циркуляции под давлением.

            7. При спуске ИПТ посадки более 50 кН и продолжительностью более 30 с не допускаются.

            8. Контроль положения уровня бурового раствора в затрубном пространстве:

    • интенсивность выхода бурового раствора при спуске ИПТ;

    • положение уровня бурового раствора в покое;

    • объем бурового раствора, выходящего из скважины (при спуске ИПТ) и долитого в скважину (при подъеме ИПТ).

            1. При наличии искривлений, сужений или уступов в стволе скважины спуск ИПТ проводится на пониженной скорости, и постоянно контролируется уровень бурового раствора в кольцевом пространстве. Ограничение скорости спуска ИПТ указывается в плане работ.

            2. При спуске в скважину ИПТ убедиться в отсутствии движения воздуха из труб.

            3. Расходомером, подсоединенным к выкидной линии устьевого манифольда, контролируется интенсивность и объем притока из скважины в процессе испытания. При интенсивном притоке его объем ограничивается величиной, указанной в плане работ.

            4. При получении притока газа, нефти или пластовой жидкости в процессе испытания принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ:

    • закрывается запорный клапан;

    • снимается пакер с места установки;

    • дожидаются полного прекращения выхода воздуха из труб;

    • открывается циркуляционный клапан, и обратной промывкой вытесняется пластовая жидкость из труб в емкость, вынесенную за пределы буровой, с соблюдением требований по предупреждению пожара, измеряется объем жидкости, поступившей из пласта в трубы, отбираются пробы жидкости для химического анализа;

    • во время циркуляции выравниваются параметры жидкости в трубах и в затрубном пространстве;

    • обеспечивается подъем инструмента со скоростью, предотвращающей вызов притока из пласта;

    • при подъеме инструмента непрерывно доливается затрубное пространство скважины с контролем соответствия объема доливаемой жидкости объему поднятого инструмента.

            1. При наличии давления на устье скважины снятие пакера проводится с выполнением мероприятий, исключающих ГНВП.

            2. При наличии в продуктивном пласте сероводорода более 6 % от объема флюида у выкида манифольда ПВО (в процессе притока) и у верхнего конца бурильных труб (при подъеме ИПТ) устанавливаются дополнительные датчики контроля сероводорода.

            3. Подъем бурильных труб проводится после закрытия запорного клапана и полного прекращения выхода газа (воздуха) из труб.

            4. Недопущение отворота бурильных свечей ротором при подъеме ИПТ, а также вращения инструмента при посаженном на ротор элеваторе.

            5. В случае появления признаков ГНВП спуско-подъемные операции прекращаются, устье скважины герметизируется и проводятся мероприятия по ликвидации ГНВП.

            6. Испытание объекта с содержанием сероводорода более 6 % по объему в пластовом флюиде проводится без выпуска флюида на поверхность.

            7. Испытание с применением ИПТ в стволе скважины, осложненном осыпями, обвалами, поглощениями, не проводится.

      1. Предупреждение инцидентов и брака при освоении и испытании скважин


         

        1. К видам и причинам инцидентов и брака при освоении и испытании скважин относятся:

    • падение НКТ в результате нарушения правил эксплуатации НКТ и инструмента для спуко-подъемных операций, неквалифицированных действий исполнителей работ;

    • прихват по причинам заклинки посторонним предметом, взрыва в скважине, обрушения горных пород, оседания твердой фазы, смятия колонн;

    • негерметичность разделительного моста;

    • неработоспособность подземного оборудования.

        1. Мероприятия по предупреждению инцидентов и брака при освоении и испытании скважин

          1. Работы по освоению и испытанию скважин проводятся в соответствии с планом работ и соблюдением требований ПБ 08-624-03 [4] и СТО Газпром 2-3.2-193.

          2. Перед началом работ по вызову притока на случай аварийного глушения скважины обеспечивается запас технологических жидкостей глушения не менее двух объемов скважины без учета объема раствора, находящегося в скважине.

          3. Вызов притока проводится в светлое время суток при получении разрешения ВЧ ООО «Газпром газобезопасность» под руководством ответственного специалиста бурового подрядчика (руководителя работ).

          4. На время вызова притока из пласта и глушения обеспечивается:

    • исправность бурового оборудования, инструмента для спуска, контрольноизмерительной аппаратуры и др.;

    • постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и специальной техники;

    • круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

    • постоянная готовность к работе насосных установок;

    • готовность обслуживающего персонала к действиям в случае аварийного выброса.

          1. При расчете компоновок колонн НКТ исходить из прочностных характеристик труб с коэффициентом запаса прочности на страгивание, равным 1,5 для НКТ отечественного производства.

          2. Для исключения разрушения НКТ, связанного с сульфидно-коррозионным растрескиванием под напряжением, расчет лифтовых колонн и рациональный выбор марок труб проводится с учетом всех влияющих факторов. Для защиты труб используются ингибиторы коррозии.

          3. Для проверки состояния НКТ (смятие, овальность, погнутость, задиры и др.) проводится тщательный визуальный осмотр наружной поверхности труб, спускаемых в скважину.

            Трубы, поднимаемые с мостков, оснащаются предохранительными кольцами. Тип смазки выбирается из условий эксплуатации.

            Примечание – Неразрушающий контроль НКТ и муфт к ним проводится согласно ГОСТ Р 52203.

          4. Допустимый износ муфт НКТ приведен в таблице 15.1.

          5. Шаблонирование НКТ перед спуском в скважину выполняется шаблоном длиной 1250 мм с наружным диаметром, представленным в таблице 15.2. После наворота НКТ при необходимости проводится повторное шаблонирование резьбового соединения.

          6. Свинчивание НКТ проводится с моментом, рекомендованным заводомизготовителем. Контроль крутящего момента проводится по моментомеру на автоматическом ключе или гидророторе.

          7. В процессе эксплуатации НКТ контролируется состояние резьб калибрами.

          8. Если при свинчивании резьба ниппеля свободно, с моментом, меньше минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы, или, если после свинчивания с максимальным моментом остается более двух свободных, не вошедших в муфту, витков, обе трубы отбраковываются.

          9. При проведении обработок 15 %-ной ингибированной соляной кислотой допускаемая продолжительность контактирования новых НКТ с кислой средой приведена в таблице 15.3.


             

            Таблица 15.1 – Допустимый износ муфт НКТ


             

            Условный диаметр трубы, мм

            Номинальный диаметр муфты, мм

            Допускаемый наружный диаметр отработанной муфты, мм

            Допускаемый износ на каждую сторону, мм

            Трубы гладкие

            48

            56,0

            53,0

            1,5

            60

            73,0

            69,0

            2,0

            73

            89,0

            83,0

            3,0

            89

            107,0

            101,0

            3,0

            102

            121,0

            116,0

            3,0

            114

            132,5

            126,5

            3,0

            Трубы с высаженными наружу концами

            48

            63,5

            60,5

            1,5

            66

            78,0

            75,0

            1,5

            73

            93,0

            89,0

            2,0

            89

            114,8

            108,8

            3,0

            102

            127,0

            121,0

            3,0

            114

            141,8

            135,8

            3,0


             

            Таблица 15.2 – Размеры шаблонов для проверки НКТ


             

            Наружный диаметр, мм

            Толщина стенки, мм

            Наружный диаметр шаблона, мм

            48

            4,0

            38,2

            60

            5,0

            48,2

            73

            5,5

            59,7

            73

            7,0

            56,7

            89

            6,5

            72,9

            89

            8,0

            69,9

            102

            6,5

            85,7

            114

            7,0

            97,3


             

            Таблица 15.3 – Допускаемая продолжительность контактирования новых


             

            Температура в скважине, С

            100

            110

            120

            130

            150

            Продолжительность контактирования, ч

            18

            6,5

            2

            1

            0,5


             

          10. При проведении СПО устанавливаются обтюраторы, после подъема труб устье закрывается.

          11. Перед спуском труб, оборудованных специальными приспособлениями (пакером, пусковыми клапанами и т.д.), эксплуатационная колонна шаблонируется до забоя.

          12. При вскрытом продуктивном объекте спуск и подъем НКТ проводятся в присутствии ответственного лица, указанного в плане работ.

          13. Для предотвращения ГНВП в процессе выполнения СПО проводится долив скважины жидкостью, которая использовалась при глушении.

          14. При остановках в процессе СПО устье скважины и трубное пространство герметизируются, и обеспечивается контроль за устьем.

          15. При длительных простоях в процессе освоения и испытания для обеспечения требований промышленной безопасности разрабатывается дополнительный план работ, предусматривающий меры по предотвращению возникновения ГНВП.


             

      1. Предупреждение инцидентов при работе колонной гибких труб


         

        1. К видам инцидентов при работе колонной гибких труб относятся:

    • поломка;

    • обрыв;

    • смятие;

    • самопроизвольное и неконтролируемое скручивание;

    • прихват.

        1. Причинами инцидентов при работе колонной гибких труб являются:

    • превышение допустимых нагрузок при эксплуатации;

    • развитие усталостных трещин или дефектов, вызванных действием знакопеременных нагрузок, агрессивных сред или механическими повреждениями;

    • нарушение ПД и технологических регламентов.

        1. Мероприятия по предупреждению инцидентов при работе колонной гибких труб

          1. Все виды работ с использованием КГТ проводятся в соответствии с инструкцией по эксплуатации установок и гибких труб завода-изготовителя, утвержденными планами работ и технологическими регламентами.

          2. Техническим руководителем бурового подрядчика назначается специалист, ответственный за соблюдение правил эксплуатации и технического состояния КГТ.

          3. На каждый комплект КГТ ведется учетный журнал, в котором регистрируется заводской номер, длина, диаметр, толщина стенки различных участков КГТ, положение сварных швов на каждом участке (для проверки правильного распределения толщины стенки по всей длине секции труб), данные о заводе-изготовителе, дата выпуска и ввода в эксплуатацию, сведения о всех выполненных работах с указанием фактически проведенных СПО и основных технологических параметров при выполнении работ, сведения о ремонте, диагностике, инцидентах с КГТ, исключении секций КГТ.

          4. Перед началом работ выполняются следующие требования:

    • проводится обзор регистрационных записей и отчетов о предыдущей работе КГТ;

    • проверяется соответствие технических характеристик КГТ условиям проведения работ и требованиям 4.5.7 ПБ 08-624-03 [4];

    • выполняются расчеты на прочность КГТ с учетом параметров планируемых работ.

          1. Монтаж площадки для обслуживания ПВО, инжектора.

          2. Перед спуском в скважину обратный клапан и КГТ опрессовываются на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

          3. На устье скважины монтируется ПВО согласно схеме, утвержденной техническим руководителем (главным инженером) бурового подрядчика и согласованной с ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».

          4. После монтажа и опрессовки оборудования на устье скважины получается разрешение ВЧ ООО «Газпром газобезопасность» на дальнейшее проведение работ.

          5. Секции превентора должны удерживать, перерезать КГТ, герметизировать устье по всему сечению и при обжатии гибкой трубы плашками.

          6. Герметизатор должен обеспечивать изоляцию внутренней полости скважины и КГТ и регулирование рабочего давления в зависимости от величины давления в скважине.

          7. При давлении свыше 14,0 МПа в КГТ устанавливаются два обратных клапана в последовательном порядке согласно 16.3.1 настоящего стандарта.

          8. Регулярно проводится проверка целостности КГТ и отбраковываются трубы:

    • по условным нормам начисления износа на КГТ (износ КГТ определяется величиной фактически выполненных СПО (в метрах) на каждой скважине от условного нормативного ресурса КГТ на СПО в зависимости от условий и вида работ);

    • моделированию усталостного износа (программе CTLIFE);

    • состоянию КГТ (изменение диаметра и овальности труб: максимальный наружный диаметр достигает 1,05 от номинального, а максимальная овальность – 110 %);

    • визуальному осмотру состояния трубы (каверны, изгибы, смятия);

    • по результатам гидроиспытания по 16.3.6 настоящего стандарта.

          1. При проведении операций, во время которых необходимо перемещать колонну под давлением, давление в КГТ снижается до минимально возможного.

          2. У плашек тягового узла острые углы, прилегающие к трубе, притупляются с радиусом 1 мм. Во избежание образования микротрещин на поверхности гибкой трубы и для повышения долговечности используются плашки транспортера с гладкой рабочей поверхностью, не имеющей насечки.

          3. При работе в агрессивных средах используется оборудование, изготовленное из материалов, отвечающих техническим условиям и спецификациям завода-изготовителя.

          4. Установка оборудования для образования ингибирующего и смазочного покрытия на наружной поверхности КГТ, находящихся под лубрикатором.

          5. При необходимости для подтверждения достаточной эффективной толщины стенки проводятся испытания на разрыв по одному из образцов, отобранных из гибких НКТ.

          6. Своевременно удаляются отработанные секции труб, регистрируются данные о новых трубах в ежедневных отчетных документах (длина секций труб с одинаковой толщиной стенки, положение новых сварных швов).

          7. Контакт КГТ с агрессивной средой (наличие сероводорода, углекислого газа, кислот и др.) ограничивается до минимальной продолжительности, необходимой для выполнения технологической операции, и требований 16.3.1.

          8. В процессе работы:

    • регистрируются любые аномалии, происходящие с трубами;

    • трубы покрываются слоем защитной и смазывающей жидкости при каждом спуске или подъеме из скважины;

    • регистрируются данные датчиков усталостного износа труб по изменению диаметра и овальности труб.

          1. После окончания работ гибкие трубы промываются для нейтрализации и очистки внутренней поверхности, удаляются продувкой (по возможности азотом) остатки технологических жидкостей.

          2. При низкой температуре окружающей среды в КГТ закачивается расчетный объем раствора незамерзающей жидкости с добавлением ингибитора коррозии и продуваются инертным газообразным агентом (азотом).

          3. Гибкие трубы хранятся в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя.


             

      1. Осложнения при строительстве скважин. Причины возникновения и мероприятия по их предупреждению


         

        1. Виды и причины возникновения осложнений при строительстве скважин

          1. К видам осложнений при строительстве скважин относятся:

    • поглощение бурового раствора;

    • газонефтеводопроявления;

    • рапопроявление;

    • самопроизвольное искривление ствола скважины;

    • нарушение целостности стенок скважины (образование каверн, желобов, сужение ствола, обвалообразование, растепление стенок скважины в условиях ММП);

    • осложнения в хемогенных породах (смятие обсадной колонны вследствие течения хемогенных пород).

          1. Основными причинами осложнений при строительстве скважин являются:

    • несоответствие мероприятий по предотвращению возникновения осложнений, предусмотренных ПД, фактическим горно-геологическим условиям;

    • сложные горно-геологические условия бурения (аномально высокие или низкие пластовые давления, наличие неустойчивых или растворимых пород и др.);

    • несоответствие конструкции скважины в ПД фактическим горно-геологическим условиям бурения.

        1. Поглощение бурового раствора

          1. К геологическим причинам поглощения бурового раствора при бурении относятся:

    • аномально низкое пластовое давление;

    • повышенная естественная проницаемость пласта (наличие тектонических нарушений, трещиноватость и кавернозность пород);

    • малая величина давления гидроразрыва пород.


       

      сятся:

          1. К технологическим причинам поглощения бурового раствора при бурении отно-


             

  • несоответствие типа бурового раствора;

  • несоответствие выбранной технологии углубления скважины горно-геологическим

    условиям;

    • несоответствие скорости проведения СПО горно-геологическим условиям;

    • превышение забойного давления промывочной жидкости в скважине над давлением в пласте при выполнении различных технологических операций (при недостоверности проектных данных).

          1. Основными признаками поглощения бурового раствора при бурении являются:

    • увеличение механической скорости бурения в 2,5–3 раза по сравнению с нормированной (возможны «провалы» инструмента от 0,1 м и более);

    • снижение давления нагнетания бурового раствора;

    • уменьшение объема бурового раствора в приемных емкостях бурового насоса;

    • прекращение выхода бурового раствора из скважины;

    • падение уровня бурового раствора в скважине.

          1. Мероприятия по предупреждению поглощения бурового раствора

            1. Мероприятия по предупреждению поглощения для конкретной площади разрабатываются с учетом сведений о градиентах пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов, определенных не менее чем в двух скважинах. При отсутствии данных используются значения близлежащих площадей.

            2. За 50 м до предполагаемой зоны поглощения применяется роторный способ бурения, уменьшаются диаметр и длина УБТ в КНБК, поддерживается расход бурового раствора на минимально допустимом уровне в соответствии с таблицей 17.1.

            3. Для снижения гидравлических сопротивлений при промывке в буровой раствор вводятся специальные добавки (при необходимости изменения реологических характеристик бурового раствора).

            4. Для уменьшения величины пускового давления перед пуском бурового насоса бурильная колонна расхаживается с проворачиванием или вращением.


               

              Таблица 17.1 – Минимально допустимый расход бурового раствора в зависимости от диаметра долота


               

              Диаметр долота, мм

              190

              215,9

              269,9

              295,3

              Расход, л/с

              6–8

              8–10

              12–15

              18–20

            5. После вскрытия зоны поглощения спуск инструмента в обсаженном стволе проводится с промежуточными промывками не менее чем через 500 м и в башмаке последней колонны. В открытом стволе с учетом конкретных горно-геологических условий – через каждые 200–300 м в скважинах, бурящихся долотами диаметром более 190 мм, и через 100–200 м в скважинах, бурящихся долотами диаметром менее 190 мм.

            6. При спуске бурильного инструмента в целях предотвращения значительного увеличения гидродинамических давлений скорость его движения ограничивается в соответствии с таблицей 17.2.

              Таблица 17.2 – Ограничение скорости спуска бурильного инструмента


               

              Местонахождение бурильного инструмента в стволе скважины

              Диаметр ствола, мм

              Допустимая скорость спуска, м/с

              В зоне поглощения и 100 м выше

              190 и менее

              0,2–0,3

              В зоне поглощения и 100 м выше

              Более 190

              0,3–0,4

              В зоне поглощения и 100–300 м выше

              190 и менее

              0,3–0,5

              В зоне поглощения и 100–300 м выше

              Более 190

              0,5–0,7

              Ниже башмака последней обсадной колонны (не доходя до зоны поглощения 300 м)


               

              190 и менее


               

              0,5 – 0,7

              Ниже башмака последней обсадной колонны (не доходя до зоны поглощения 300 м)


               

              Более 190


               

              0,7–0,9


               

            7. В зонах поглощения, представленных высокопроницаемыми породами (трещиноватыми долеритами-траппами), при малых избыточных давлениях (1–2 МПа) используются специальные методы бурения:

    • при равенстве гидростатического и пластового давлений;

    • с применением двух растворов;

    • с плавающим столбом пены.

            1. Перед вскрытием поглощающих пластов, представленных пористыми или мелкотрещиноватыми породами, буровая обеспечивается наполнителями для бурового раствора, предусмотренными ПД.

            2. Пласты с интенсивными поглощениями вскрываются в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-118.

        1. Газонефтеводопроявления

          1. К причинам возникновения ГНВП относятся:

    • нарушение равновесия гидравлического давления в скважине и проявляющем пласте, приводящее к поступлению флюида из пласта в скважину;

    • капиллярный переток (возникает при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в которых способно вытеснить флюид из пласта в скважину);

    • осмотический переток (переток флюида через полупроницаемую фильтрационную корку);

    • гравитационное замещение (замещение бурового раствора пластовыми флюидами, возникающее только при наличии в породе вертикальных трещин с раскрытием более 2 мм и равенстве забойного и пластового давлений);

    • диффузия газа (перемещение газа под действием перепада парциальных давлений, обусловленное разностью концентраций газа в пласте и промывочной жидкости).

          1. Прямые признаки ГНВП приводятся в таблице 17.3.


             

            Таблица 17.3 – Прямые признаки ГНВП


             

            Вид работ

            Признак ГНВП


             

            1 Бурение, промывка, проработка

            Повышение скорости восходящего потока бурового раствора при неизменной подаче насосов.

            Увеличение объема бурового раствора в приемных мерниках.

            Поступление бурового раствора из скважины после остановки насосов.

            Повышение газосодержания в буровом растворе (свыше 1 %)

            2 Подъем бурильного инструмента

            Объем доливаемой жидкости меньше объема поднимаемого инструмента (против расчетного)


             

            3 Спуск бурильного инструмента

            Объем вытесняемой жидкости больше объема спущенного инструмента.

            Продолжается перелив бурового раствора из скважины после прекращения спуска

            4 Бурильный инструмент полностью извлечен из скважины

            Перелив бурового раствора из скважины

            5 Геофизические работы

            Перелив бурового раствора из скважины


             

          2. Мероприятия по предупреждению ГНВП

            1. Строгое выполнение требований ПД на строительство скважины и оперативных планов.

            2. Контроль уровня бурового раствора в скважине, характера его вытеснения при спуске и соответствия объема вытесняемого бурового раствора расчетному.

            3. Контроль количества и качества бурового раствора в запасных емкостях.

            4. Завершенность цикла промывки скважины контролируется перед подъемом инструмента (вымыв забойной пачки).

            5. Осуществление станцией ГТИ контроля за технологическими параметрами бурения при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях.

            6. Технологические, технические и организационные решения по предупреждению ГНВП осуществляются в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-193.

        1. Рапопроявление

          1. К причине рапопроявлений относится вскрытие трещиноватых хемогенных пород с большим запасом упругой энергии, с преобладающей системой трещин субвертикальной направленности.

          2. Признаками вскрытия бурением рапоносных пластов являются:

            а) увеличение механической скорости проходки более чем в два раза после вскрытия плотного пласта ангидрита;

            б) изменение плотности и реологических свойств бурового раствора за счет поступающей в него рапы со специфическим ионно-солевым составом (рН меньше 7, высокое содержание ионов магния, кальция, микрокомпонентов и газа);

            в) по данным ГИС зоны рапоносных пластов характеризуются:

            1. низким кажущимся электрическим сопротивлением по боковому каротажу;

            2. заметным увеличением диаметра ствола по кавернограмме;

            3. повышенным значением на кривой гамма-каротажа;

            4. низким значением по кривым нейтронного гамма-каротажа;

            5. повышенным значением интервального времени пробега акустической волны;

            6. значительной аномалией кривой спонтанной поляризации;

            7. положительной аномалией по кривым термометрии и газометрии.

          3. Мероприятия по предупреждению рапопроявлений

            1. По материалам сейсморазведки (до заложения скважин) проводится анализ на наличие рапонасыщенного пласта.

            2. В скважинах с высокой вероятностью наличия рапоносных интервалов проводятся специальные геофизические и геохимические исследования по оценке вероятности наличия рапоносных интервалов в соляной толще, включающие:

    • механический каротаж для обнаружения интервалов разуплотнения пород в разрезе солевой толщи;

    • газовый каротаж для своевременного обнаружения начала рапопроявления с целью принятия технологических решений по дальнейшему углублению скважины;

    • рН-метрию, редокс-метрию и измерение содержания в буровом растворе ионов магния и кальция для оценки уровня рапонасыщения пород солевой толщи.

            1. При выявлении прямых признаков наличия рапоносных интервалов солевой толщи методами ранней диагностики углубление скважины приостанавливается для выполнения организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее безаварийную проводку или восстановление ствола в солевой толще.


               

              забой.

            2. Вскрытие соленосных толщ проводится с повышением противодавления на


               

            3. Вскрытие поглощающих межсолевых пропластков проводится при их кольма-

              тации буровым раствором с добавками наполнителей.

            4. Цементы для крепления скважин по показателям характеристик использовать в соответствии с требованиями СТО Газпром РД 2.1-148.

            5. Выполнение дополнительных мероприятий по предупреждению рапопроявлений при вскрытии пластов, поглощающих буровой раствор:

    • объем заготовленного и химически обработанного бурового раствора плотностью, создающей давление, не превышающее давление гидроразрыва пласта, должен превышать объем скважины;

    • обеспечивается запас материалов и химреагентов, позволяющий приготовить буровой раствор объемом не менее двух объемов скважины;

    • обвязка насосов должна позволять одновременную промывку и утяжеление бурового раствора;

    • все работы по перераспределению и обработке бурового раствора в емкостях осуществляются только в период остановки бурения;

    • во время бурения допустимый объем притока рапы не должен превышать значения, определенного СТО Газпром 2-3.2-193.

        1. Самопроизвольное искривление ствола скважины

          1. К причинам самопроизвольного искривления ствола скважины относятся:

    • неоднородная твердость проходимых пород;

    • перемежаемость пластов различной крепости;

    • тектонические нарушения;

    • слоистость, сланцеватость и трещиноватость горных пород;

    • недостаточная устойчивость горных пород и стенок скважины;

    • значительные углы падения пластов;

    • несоответствие КНБК, режимов бурения горно-геологическим условиям.

          1. Признаками самопроизвольного искривления ствола скважины являются:

    • повышенный износ центрирующих элементов КНБК и долота по диаметру;

    • опережающий износ периферийных зубьев шарошек;

    • повышенный износ нижней части рабочих элементов наддолотного калибратора;

    • интенсивный износ калибраторов.

          1. Мероприятия по предупреждению искривления ствола скважины

            1. После цементирования направления ствол скважины забуривается на длину КНБК при минимальной осевой нагрузке на долото.

            2. Выбор способа предупреждения искривления ствола и соответствующей ему КНБК, обеспечивающих наименьшую интенсивность искривления.

            3. Бурение скважины в соответствии с ПД и РД 39-1408052-514-86 [27].


       

        1. Кавернообразование и обвалообразование

          1. К причинам образования каверн и обвалообразований относится нарушение целостности породы на стенках скважины вследствие гидродинамического, физико-химического и термического воздействий внешней среды (промывочной жидкости) в условиях проявления горного давления, механического воздействия породоразрушающего инструмента и бурильных труб.

          2. Признаками кавернообразования и обвалообразования являются:

    • увеличение выноса шлама;

    • изменение параметров бурового раствора;

    • посадки, затяжки колонны труб, затруднение при спуске долота без проработки и интенсивных промывок;

    • повышение давления в нагнетательной линии при промывке, бурении и проработке.

          1. Мероприятия по предупреждению кавернообразования и обвалообразования.

            1. Обеспечение проектной рейсовой скорости бурения и недопущение простоев.

            2. Соблюдение допустимых скоростей спуска и подъема инструмента при минимально допустимых показателях вязкости и СНС бурового раствора.

            3. Ограничение вибрации и изгиба инструмента за счет выбора соответствующей КНБК, оптимального режима бурения и сокращения числа контрольных подъемов (отрывов) долота от забоя в процессе бурения.

            4. Применение подвижных маловязких буровых растворов с минимальной водоотдачей, образующих тонкую и плотную фильтрационную корку (эмульсионные, аэрированные, хлоркальциевые глинистые растворы, известковые, сульфатно-солевые и др.).

        1. Сужение ствола скважины

          1. К причинам сужения ствола скважины относятся:

    • образование фильтрационной корки большой толщины на стенке скважины при прохождении высокопроницаемых пород, способствующих интенсивной и глубокой фильтрации жидкой фазы бурового раствора;

    • выпучивание пластичных пород в ствол скважины под воздействием горного давления вследствие их текучести.

          1. Признаками сужения ствола скважины являются:

    • увеличение крутящего момента;

    • увеличение давления нагнетания буровых насосов;

    • посадки при спуске бурильного инструмента;

    • затяжки бурильного инструмента при подъеме.

          1. Мероприятия по предупреждению сужения ствола скважины

            1. Использование бурового раствора с минимальной водоотдачей.

            2. Контроль параметров бурового раствора в соответствии с ПД и СТО Газпром 2-3.2-193.

            3. Сокращение времени бурения высокопроницаемых пород и недопущение остановки в процессе бурения.

            4. Периодическая проработка ствола скважины.

            5. Поддержание скорости восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве установленной ПД.

            6. Крепление толщ высокопроницаемых пород обсадными трубами.

            7. Кольматация стенки скважины в интервалах залегания высокопроницаемых пород (гидродинамическими и механическими методами).

        1. Желобообразование

          1. К причинам желобообразования относятся:

    • чередование кавернозных участков с участками с номинальным диаметром и пород с различной твердостью;

    • длительное воздействие бурильного инструмента на стенки скважины в процессе бурения и СПО.

          1. Признаками желобообразования являются:

    • рост нагрузки на крюке;

    • снижение нагрузки при дохождении бурильного инструмента до забоя (зависание);

    • неустойчивый крутящий момент при вращении колонны бурильных труб;

    • появление мгновенных затяжек при подъеме бурильного инструмента из скважины.

          1. Мероприятия по предупреждения желобообразования

            1. Проведение профилеметрии (кавернометрии) для корректировки технологического режима и подбора технических средств.

            2. Предупреждение искривления ствола скважины в интервалах пород, склонных к желобообразованию.

            3. Введение в промывочную жидкость смазывающих и поверхностно-активных добавок.

            4. Сокращение числа СПО за счет применения более эффективных типов долот.

            5. Проработка выявленных участков начала желобообразования специальными КНБК.

      17.8.3.6. Включение в бурильную колонну противожелобных переводников.


       

        1. Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород

          1. К причинам осложнений относятся:

    • растворение и размыв хемогенных пород;

    • пластическое течение солей.

          1. Признаками осложнений являются:

    • резкое увеличение механической скорости (в ангидритах до 2–8 м/ч, в галитах – до 10–20 м/ч, в калийно-магниевых солях – до 20–60 м/ч);

    • образование каверн максимального (более 800 мм) размера, отмечаемых на профилеграммах (в калийно-магниевых солях);

    • сужение ствола скважины.

          1. Мероприятия по предупреждению осложнений, связанных с разбуриванием хемогенных пород

            1. Применение гидрогельмагниевых, известково-битумных, инвертных эмульсий.

            2. Недопущение использования пресной воды для разбуривания соляной толщи.

            3. Контроль течения солей с помощью профилеметрии.

            4. Недопущение течения и растворения солей за счет смены типа и увеличения плотности бурового раствора.

            5. Подбор плотности бурового раствора при разбуривании глубокозалегающих пластов магниевых солей, а также при вскрытии линз с рапой путем поэтапного утяжеления его до величины, не приводящий к гидроразрыву вышележащих пород.

            6. Бурение скважины в соответствии с ПД и СТО Газпром 2-3.2-299.


       

        1. Осложнения при бурении скважин в зоне многолетнемерзлых пород

          1. К причинам осложнений при бурении скважин в зоне многолетнемерзлых пород относятся:

    • геокриологические особенности вскрываемого разреза (температура, наличие льдогрунтов, высокольдистых толщ, литологический состав ММП и др.);

    • тепловая энергия, образующаяся за счет разрушения горных пород на забое;

    • тепловое воздействие восходящего потока бурового раствора на окружающие породы при бурении;

    • физико-химические процессы растворения льдогрунтов и высокольдистых пропластков промывочной жидкостью;

    • тепловое воздействие на ММП в период ОЗЦ.

          1. Признаками осложнений при бурении скважин в зоне многолетнемерзлых пород являются:

    • интенсивное кавернообразование;

    • размывы, провалы пород, образование приустьевых воронок в результате протаивания просадочных и обвалоопасных пород, прилегающих к поверхности;

    • обогащение бурового раствора большим количеством песка (15 % – 20 %);

    • увеличение расхода бурового раствора;

    • выбросы зажатых межмерзлотных вод (криопэгов), газа.

      1. Мероприятия по предупреждению осложнений в зоне ММП

        1. Применение в качестве бурового раствора высоковязких растворов, минерализованных растворов, охлажденных растворов.

        2. Вода в качестве бурового раствора не применяется.

        3. Контролируются и поддерживаются в пределах, предусмотренных ПД на строительство скважины: тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также показатели бурового раствора: температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, плотность.

        4. Забуривание наклонно-направленного ствола в интервале ММП не допускается.

        5. Температура тампонажного раствора не должна превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

        6. В зоне залегания ММП применяется конструкция скважины, обеспечивающая надежную сохранность ее устья и предотвращающая образование провалов в породах.

        7. Ограничение интенсивности теплового взаимодействия скважин с ММП, обеспечение минимально допустимого растепления ММП в приустьевой зоне скважины с учетом требований, изложенных в СТО Газпром 2-3.2-036.

        8. Обеспечение спуска кондуктора до проектной глубины (подошвы криолитозоны) и качества цементирования.

        9. Проведение отсыпки образующихся провалов пород, приустьевых воронок вокруг скважин при оттаивании ММП в процессе строительства, эксплуатации, перед консервацией с использованием для отсыпки материалов с пониженной теплопроводностью.

        10. Применение теплоизолированных лифтовых труб по СТО Газпром 2-3.2-174 в интервале залегания ММП.

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Форма профилактической карты по безаварийному ведению работ на буровой


 

«Утверждаю» Главный инженер бурового подрядчика


 

image

« » 20 г.


 

ПРОФИЛАКТИЧЕСКАЯ КАРТА

по безопасному ведению работ на буровой № на 20 г.

месяц


 

Профилактические мероприятия

20 г.

месяц

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

...

1 Опрессовка бурильного инструмента

                                         

2 Замер тела бурильных труб и замков шаблоном-вилкой

                                         

3 Смена положений рабочих резьб бурильных труб

                                         

4 Дефектоскопия бурильных труб и инструмента

                                         

5 Осмотр резьбовых соединений УБТ

и переводников

                                         

6 Смена положений бурильных труб

в скважине

                                         

7 Проверка компоновки бурильной колонны по маркам стали

                                         

8 Смена ведущей трубы

                                         

9 Проверка индикатора веса

                                         


 

10 Ввод в раствор смазочных добавок

                                         

11 Шаблонированне ствола скважины

                                         

12 Проверка крепления устьевого оборудования и связки

                                         

13 Проведение учебной тревоги

«выброс», «пожар»

                                         

14 Проверка тормозной системы лебедки и крепления талевого каната

                                         

15 Проверка состояния вышки и основания

                                         

16 Проверка работоспособности системы автодолива

и дегазации

                                         

17 Перебивка бурового раствора

в запасных емкостях

                                         

18 День техники безопасности

                                         

19 Комплексная проверка ведения буровых работ

                                         

                                         

Начальник технологического

отдела бурового подрядчика


 

Расшифровка

личная подпись подписи


 

СТО Газпром 7.4-007-2011

 

78

 

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Форма технологического журнала


 


 

№ п/п

Номер скважины, название площади

Число, месяц, год


 

Забой


 

Мастер


 

Описание технологических отклонений

Задание.

Ответственный за выполнение


 

Отметка

o выполнении

               

Приложение В

(рекомендуемое)


 

Нормы отработки бурильных труб и элементов компоновки низа бурильной колонны