2.28. Оснащення талевої системи повинно відповідати вимогам проєкту і технічним умовам експлуатації бурової установки.
2.29. У процесі експлуатації бурова вишка кожні два місяці повинна оглядатися буровим майстром і механіком та один раз на рік - спеціальною бригадою з обстеження бурових вишок у порядку, визначеному підприємством. Результати огляду за їх підписами заносяться до журналу перевірки технічного стану обладнання.
Крім того, стан бурової вишки перевіряється за участю представника вишкомонтажного цеху або особи, що відповідає за монтаж, у таких випадках:
перед спуском обсадної колони;
перед початком та після закінчення аварійних робіт, які вимагають розходжування прихопленої колони труб;
після сильного вітру зі швидкістю: для відкритої місцевості - більше ніж 15 м/с, для лісів або в разі, коли бурова вишка споруджена в котловині, - більше ніж 21 м/с;
до початку та після закінчення перетягування бурової вишки;
після відкритих фонтанів і викидів.
За результатом перевірки технічного стану бурової вишки оформлюється акт про перевірку бурової вишки згідно з додатком 6 до цих Правил за підписом спеціалістів, що проводили огляд.
Кронблоки, рами кронблоків та підкронблочні балки бурових вишок і щогл повинні оглядатися з перевіркою всіх вузлів кріплення не рідше ніж один раз на два місяці.
Дефектні елементи бурової вишки повинні бути відновлені або замінені до початку робіт. Основні ремонтні роботи повинні фіксуватися в технічному паспорті бурової вишки.
Після граничного строку експлуатації бурової вишки здійснюється її експертне обстеження згідно з вимогами Порядку проведення огляду, випробування та експертного обстеження (технічного діагностування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 травня 2004 року № 687.
2.30. Усі приміщення бурової установки після розкриття продуктивного горизонту повинні провітрюватися, для чого в приміщеннях насосного, дегазаційного блоків та блока ємностей бурового розчину повинні бути облаштовані вікна. Бурова бригада повинна бути забезпечена газоаналізаторами для проведення необхідних замірів.
3. Буріння свердловин
3.1. Загальні вимоги
3.1.1. Уведення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з приймання бурової установки після повної готовності, випробування, обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади.
Склад комісії визначається наказом підприємства. У роботі комісії також бере участь представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
Про введення змонтованої бурової установки в роботу попередньо не пізніше ніж за 5 робочих днів повідомляється центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
У разі неявки представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, комісія підприємства має право введення бурової установки в експлуатацію самостійно (за умови наявності документів, що підтверджують запрошення такого представника).
Комісією оформлюється акт про введення в експлуатацію бурової установки згідно з додатком 7 до цих Правил.
Пускова документація повинна зберігатися на буровому підприємстві і буровому майданчику.
3.1.2. У процесі буріння згідно з нормативно-технічними документами контролюються такі параметри:
вага на гаку з реєстрацією на діаграмі;
якісна характеристика бурового розчину з реєстрацією в журналі;
тиск у маніфольді бурових насосів з реєстрацією на діаграмі чи в журналі;
рівень розчину в приймальних ємностях під час буріння.
КВП для контролю за процесом буріння повинні перебувати в полі зору бурильника і бути захищеними від вібрації та атмосферних опадів.
У процесі буріння необхідно контролювати траєкторію стовбура свердловини. Обсяг та періодичність вимірів визначаються проєктом. На буровій установці повинна бути схема фактичної траєкторії стовбура в просторі.
У процесі буріння після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу необхідно підіймати на першій швидкості. Під час використання СВП двохтрубку та першу свічу необхідно підіймати на першій швидкості.
Під час ведення бурових робіт для контролю за процесом буріння, якістю бурового розчину та іншим необхідно використовувати відповідні КВП.
На буровій установці необхідно щозміни заповнювати вахтовий журнал за встановленою формою.
3.1.3. Начальник бурової установки або буровий майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи, що проведені на буровій. До добового рапорту додаються діаграми реєстраційних КВП.
3.1.4. Організація і порядок зміни вахти встановлюються положенням, розробленим буровим підприємством.
3.1.5. Передавання закінчених бурінням свердловин в експлуатацію здійснюється комісією, до складу якої входять представники надрокористувача, підрядної організації та представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
3.2. СПО
3.2.1. СПО в процесі буріння проводяться з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання, стану свердловини, а також особливостей технологічних операцій, що виконуються.
Швидкості СПО регламентуються технологічною службою бурового підприємства, виходячи зі стану стовбура свердловини і допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки свердловини.
3.2.2. Виконувати СПО необхідно з використанням механізмів для згвинчування (розгвинчування) труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим працівником повинна бути встановлена звукова сигналізація.
3.2.3. При підніманні бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристроїв (обтираторів).
3.2.4. Ліквідація ускладнень у процесі піднімання або спускання бурильного інструменту проводиться відповідно до заходів щодо запобігання аваріям та згідно з нормативно-технічними документами.
3.2.5. На устя встановлюється пристрій, що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час СПО.
3.2.6. Для запобігання зісковзуванню бурильних труб і ОБТ з підсвічника підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру заввишки не менше ніж 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини.
3.2.7. Забороняється проводити СПО в разі:
1) відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блока (СПВ);
2) несправності обладнання, інструменту;
3) неповного складу вахти;
4) швидкості вітру понад 15 м/с;
5 видимості менше ніж 50 м під час туману і снігопаду;
6) застопореного гака талевого блока.
3.2.8. Забороняється розкріплювати і згвинчувати різьбові з'єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора.
3.2.9. Бурова бригада щозміни повинна проводити огляд вантажопідіймального обладнання та пристроїв (лебідки, СВП, талевого блока, гака, гакоблока, вертлюга, стропів, талевого каната і пристроїв для його кріплення, елеваторів, спайдерів, запобіжних пристроїв, штропів, ОП, блокувань тощо).
3.2.10. Під час СПО працівникам забороняється:
перебувати в радіусі (зоні) дії автоматичних і машинних ключів, робочих і страхових канатів;
подавати бурильні свічі з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв (відвідних гачків);
викидати на містки "двотрубку" або брати її з містків для нарощування;
користуватися перевернутим елеватором, а також елеваторами, які не обладнані запобіжником їх самовільного розкриття;
викидати труби на містки, коли дверка елеватора повернута вниз.
3.2.11. Режими підняття ненавантаженого елеватора, а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні унеможливлювати розгойдування талевої системи.
3.2.12. Підводити машинні та автоматичні ключі до колони бурильних (обсадних, НКТ) труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор.
3.2.13. Під час застосування пневморозкріплювача необхідно, щоб натяжний канат і ключ розташовувалися в одній горизонтальній площині. Канат повинен надійно кріпитися до штока пневморозкріплювача. Робота пневморозкріплювача без направляючого поворотного ролика забороняється.
3.2.14. Кульовий кран, установлений на ведучій трубі, на СВП, повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його необхідно лише за окремою командою під час ГНВП.
3.2.15. Забороняється вмикати клиновий захоплювач до повної зупинки руху бурильної колони.
3.2.16. Забороняється вмикання ротора в разі незастрахованих (незакріплених) від вискакування з ротора роторних клинів.
3.2.17. Під час СПО до повної зупинки елеватора забороняється перебування працівників у радіусі 2 м від ротора.
3.2.18. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічі комплексу для автоматичного виконання СПО повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.
3.2.19. Забороняється проводити буріння квадратними клинами, якщо вони не закріплені щонайменше двома болтами або не зафіксовані згідно з рекомендаціями заводу-виробника.
3.3. Бурові розчини
3.3.1. Тип і властивості бурового розчину разом з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння та безпечне розкриття продуктивних горизонтів.
3.3.2. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов буріння.
3.3.3. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, який перевищує Рпл на величину:
1) від 10 % до 15 % - для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 м до 1200 м), але не більше ніж 1,5 МПа;
2) від 5 % до 10 % - для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 м до 2500 м), але не більше ніж 2,5 Мпа;
3) від 4 % до 7 % - для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 м і до проєктної глибини), але не більше ніж 3,5 Мпа.
У разі використання обладнання, яке дає змогу контролювати та регулювати устьовий надлишковий тиск у свердловині, дозволяється проводити буріння на збалансованих тисках та/або під час депресії на пласт, при цьому відповідна технологія повинна бути передбачена робочим проєктом або відповідним планом робіт. Використання таких технологій повинно здійснюватися за узгодженням з проєктувальником, замовником, підрядником, спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
3.3.4. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних втрат) повинна унеможливлювати гідророзрив або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.5. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до текучості та втрати стійкості, густина, фільтрація та хімічний склад бурового розчину встановлюються, виходячи з потреби забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, установлених для всього інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.6. При розкритих продуктивних горизонтах у разі поглинання бурового розчину подальші роботи ведуться за окремим планом, складеним за спільним рішенням проєктувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, який оформлюється протоколом.
3.3.7. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що перебуває в циркуляції, більше ніж на 30 кг/м-3 (0,03 г/см-3) від установленої проєктом величини. Відхилення густини бурового розчину дозволяється в разі ліквідації ГНВП та у випадках, зазначених в підпункті 3.3.5 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил, і не потребує внесення змін до проєкту.
3.3.8. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно дотримуватись вимог інструкцій з безпечної роботи з хімічними реагентами і користуватися захисними засобами.
3.3.9. У разі технологічної потреби підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства та погодженим зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
3.3.10. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні вживатися заходи щодо запобігання забрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора, у блоці приготування розчину, біля вібросит та в насосному приміщенні, а в разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.
У разі концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м-3 роботи повинні бути припинені, люди - виведені з небезпечної зони.
3.3.11. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50° C перевищувати максимально очікувану температуру розчину на усті свердловини.
3.3.12. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватися комплексом засобів, передбачених проєктом на спорудження свердловини.
3.4. Компонування та експлуатація бурильних колон
3.4.1. Компонування бурильної колони повинно відповідати розрахунку, закладеному в проєкті.
Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з урахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути не менше ніж:
1,5 - для роторного буріння;
1,4 - при бурінні вибійними двигунами.
Запас міцності бурильної колони (на зминання) у разі застосування клинового захоплювача і під час впливу на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше ніж 1,15.
3.4.2. Компонування бурильної колони повинно проводитися згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.
3.4.3. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта (комплекту експлуатаційної документації) забороняється. Періодичність дефектоскопії бурильних труб наведено в додатку 8 до цих Правил.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, ОБТ, ТБТ), перехідники та опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструменту і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, ОБТ, ТБТ), перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства або в буровій бригаді (бригаді КРС).
Дані про їх установлення в компонування бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно вноситися до паспортів безпосередньо начальником бурової установки.
На буровому майданчику (у бригаді КРС) на всі складові компонування колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.
3.4.4. Необхідність установлення протекторів на бурильні труби визначається проєктом.
3.4.5. Згвинчування замкових з'єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компонування низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих підприємствами-виробниками величин крутних моментів.
3.5. Буріння електробуром
3.5.1. Високовольтна камера станції керування електробуром, у якій установлені контактор і роз'єднувач силового кола електробура, повинна мати двері, механічно зблоковані з приводом роз'єднувача, для запобігання відкриттю їх при ввімкненому роз'єднувачі.
На дверях освітленої всередині високовольтної камери повинно бути віконце для спостереження за положенням усіх трьох рухомих контактів ("ножів") роз'єднувача (увімкнуті чи вимкнуті). Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника в разі електробуріння робить запис в експлуатаційному журналі один раз на зміну.
3.5.2. Усі зовнішні болтові з'єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення, що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації.
3.5.3. Робота з нарощування бурильної колони, а також промивання водою контактної муфти робочої труби (квадрата) повинна проводитися при вимкнутому роз'єднувачі електробура.
Увімкнення роз'єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби.
На щиті КВП бурової установки повинно бути встановлено світлове табло, яке сигналізує про ввімкнення або вимкнення лінійного роз'єднувача в станції керування електробуром.
3.5.4. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі необхідно вимкнути роз'єднувач електробура, а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз'єднувача і рубильника (установленому автоматі) повинні бути розміщені попереджувальні знаки "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.5. Під час виконання ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю, що живить кола керування, і вимкнутий роз'єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути розміщені попереджувальні знаки "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.6. У кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр, установлений на пульті керування електробуром.
3.5.7. Кабель, що живить електробур, на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової (на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини) повинен бути захищений від механічних пошкоджень.
3.5.8. Усі металеві конструкції (бурова вишка, привишкові споруди, корпуси електрообладнання, пультів і станцій керування, труби для прокладання кабелю і проводів корпусу кільцевого струмоприймача і вертлюга, сталевий запобіжний канат, що обв'язує буровий шланг, та інше) пов'язані із системою живлення електричною енергією електробура, повинні бути заземлені термостійкими провідниками, приєднання яких повинно виконуватися зварюванням, а де це неможливо - болтовими з'єднаннями.
Місця приєднання заземлювальних провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду.
3.5.9. Огляд заземлювальних провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз на зміну із записом в експлуатаційному журналі.
3.5.10. Після з'єднання кільцевого струмоприймача з ведучою трубою (квадратом) перевіряється наявність з'єднання контактної муфти струмоприймача з контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу (свердловини) забороняється.
Буріння під шурф, а також на початку буріння свердловини електробуром, який живиться за системою "два проводи - труба", дозволяється за дотримання таких умов:
корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення, опір якого не повинен перевищувати 0,6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлювального хомута, що накладається на корпус електробура і забезпечує надійний електричний контакт.
Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій, що накладається на корпус електробура, допускається використання вказаного пристрою для заземлення електробура.
Хомут (або пристрій для зняття реактивного моменту) повинен приєднуватися до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше ніж 35 мм-2;
при бурінні шурфу, а також на початку буріння свердловини обов'язково повинен бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових установках.
3.5.11. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту не менше ніж 3 м.
Перевірка роботи електробура повинна виконуватися двома особами - бурильником і електромонтером.
3.5.12. Забороняється під час роботи електробура торкатися до бурового шлангу (наприклад, відводити його).
3.5.13. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром (без права виконання ремонтних робіт) здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з вимогами наказу № 4.
3.6. Буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин
3.6.1. У робочих проєктах на спорудження похило-спрямованих і горизонтальних свердловин необхідно передбачити такі положення та рішення:
обґрунтування профілю та інтенсивності викривлення (радіуса викривлення) стовбура свердловини, виходячи із заданої довжини горизонтальної ділянки в продуктивному пласті;
розрахунок допоміжних вигинаючих навантажень на колони обсадних, бурильних та НКТ в інтервалах різкого викривлення стовбура;
розроблення заходів щодо забезпечення безвідмовної та безаварійної роботи колон обсадних, бурильних, НКТ в умовах інтенсивного викривлення стовбура свердловини в зенітному та азимутальному напрямках;
застосування відповідного коефіцієнта запасу міцності для розрахунку обсадних колон і умов забезпечення герметичності їх різьбових з'єднань;
розроблення технічних заходів щодо забезпечення проходу всередині труб інструменту та пристосувань для проведення технологічних операцій, приладів, ловильного інструменту та внутрішньо-свердловинного обладнання;
заходи щодо мінімізації зносу обсадних колон під час спуско-підйомних та інших операцій з попередження жолобоутворень в інтервалах викривлення та на горизонтальній ділянці;
гідравлічну програму, яка забезпечує транспорт шламу з горизонтальної ділянки стовбура свердловини і видалення газових шапок, які формуються в її верхній частині;
конструкцію кріплення свердловини в інтервалах інтенсивного викривлення та на горизонтальній ділянці;
розрахунок допустимого навантаження на стінки свердловини від сили притискання колони бурильних труб у місцях інтенсивного набору кривизни.
3.6.2. Для відводу розгазованих пачок бурового розчину з верхньої частини горизонтальної ділянки (у місцях розширення стовбура, перегинах тощо) інтенсивність промивки на початку кожного довбання повинна забезпечувати турбулентний потік у кільцевому просторі горизонтальної частини стовбура свердловини. Вихід дегазованої пачки розчину на поверхню повинен фіксуватись, а за необхідності регулюватися.
3.6.3. Поєднання різьбових з'єднань бурильних труб і герметизуючих засобів в інтервалах інтенсивного викривлення стовбура свердловини слід обирати згідно з додатком 9 до цих Правил.
3.6.4. Вибір зовнішнього діаметра замкових з'єднань бурильної колони та їх конструкції (з метою мінімізації навантажень на стінки свердловини, для запобігання жолобоутворенню та зменшенню зносу обсадних колон) проводиться з урахуванням проєктної інтенсивності викривлення стовбура.
Забороняється перевищувати граничні значення інтенсивності викривлення стовбура, що встановлені проєктом.
4. Кріплення свердловин
4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:
безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;
безпечне буріння свердловини до проєктної глибини;
герметичність обсадних колон та заколонних просторів;
надійну ізоляцію флюїдовміщувальних горизонтів;
розмежування несумісних умов буріння.
4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід установлювати нижче їх підошви або в щільних пропластках.
До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї проміжної колони або кондуктора до глибини, яка унеможливлює розрив порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації устя свердловини.
4.3. Проміжна колона разом з ОП повинна забезпечувати:
герметизацію устя свердловини у випадках ГНВП, викидів та відкритого фонтанування;
протистояння впливу максимальних зминаючих навантажень при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня, а також в інтервалі порід, схильних до текучості.
4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна становити:
за кондуктором - до устя свердловини;
за першими проміжними колонами всіх свердловин - до устя;
за наступними проміжними колонами всіх свердловин при використанні газогерметичних з'єднань допускається не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, - не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі - не менше ніж 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони;
за експлуатаційними колонами газових свердловин при використанні газогерметичних з'єднань допускається не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони.
В інших випадках кільцевий простір заповнюється тампонажним розчином до устя свердловини.
4.5. Проєктна висота підняття тампонажного розчину за обсадними колонами повинна передбачати:
1) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщувальних горизонтів, що перекриваються;
2) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;
3) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.
4.6. У разі перекриття кондуктором або проміжною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після часу очікування затвердіння цементу) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Забороняється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.
4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проєктом спорудження свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.
4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, забезпечуються сертифікатами якості.
Підготовка обсадних труб до спуску в свердловину здійснюється на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм'ятин, напластувань, раковин, глибоких подряпин та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру.
Обсадні труби перед спуском у свердловину підлягають шаблонуванню, маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.
Забороняється застосування обсадних труб, які не пройшли неруйнівний контроль на підприємстві-виробнику.
4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватися таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.
4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватися з урахуванням таких вимог:
тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;
рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним в інтервалі свердловини, цементується;
густина тампонажного розчину підбирається з урахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску в процесі цементування.
4.11. Забороняється застосування тампонажного розчину без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.
4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.
4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони виконується комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.
4.14. Конструкція устя свердловини повинна забезпечувати:
підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини;
контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;
можливість аварійного глушіння свердловини;
герметичність міжколонних просторів під час влаштування та експлуатації свердловин;
випробування на герметичність обсадних колон.
4.15. У процесі буріння проміжна колона повинна періодично перевірятися на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проєктом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.
4.16. З метою забезпечення надійних ізоляційних властивостей цементного каменю за обсадними колонами в процесі споруджування та експлуатації свердловини, для уникнення деформаційних навантажень на цементний камінь рекомендується опресування всіх обсадних колон здійснювати під час отримання сигналу "стоп" при цементуванні свердловини.
Для опресування приустьової частини разом з ОП необхідно застосовувати пакерні системи.
При застосуванні в обсадній колоні пристроїв ступеневого цементування чи секційного кріплення допускається не проводити їх гідровипробування в свердловині за умови, що вони попередньо було опресовані на поверхні в зібраному чи зістикованому стані з витримкою в часі не менше ніж 15 хвилин на тиск, що на 5 % перевищує внутрішній надлишковий тиск, який діє на обсадні труби під час їх випробування на свердловині.
Тиски гідровипробувань обсадних колон, спосіб та умови гідровипробувань повинні бути вказані в робочому проєкті. При цьому тиск гідровипробування повинен перевищувати максимальний очікуваний тиск для колони при значеннях до 70 МПа на 10 %, але не більше ніж 70 МПа, а в разі, якщо значення більше ніж 70 МПа тиск гідровипробування повинен дорівнювати максимально очікуваному тиску для колони.
5. Запобігання ГНВП і відкритому фонтануванню свердловин
5.1. Для запобігання можливим ГНВП установлюється та обв'язується з устям свердловини блок доливу, який забезпечує самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на усті.
5.2. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровому майданчику необхідно:
провести обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;
забезпечити бурову установку необхідною кількістю розчину, обважнювача та хімічних реагентів;
провести інструктаж бурової бригади щодо практичних дій згідно з ПЛЛА;
ознайомити працівників бурової бригади з умовами роботи під час розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та подальших робіт на розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;
провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;
на буровому майданчику встановити попереджувальні знаки "Увага! На глибині (указати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора (зазначити відстань)";
провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;
мати на буровій три кульових крани. Один з них установити на квадраті (СВП), другий - на аварійній трубі, третій - у резерві;
отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.3. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах необхідно:
забезпечити контроль таких параметрів розчину: густини - через 10 - 15 хвилин; вмісту газу і температури - щогодини; статичної напруги зсуву, водовіддачі - через 4 год.; рівню бурового розчину в приймальних ємностях - постійно. У разі відхилення параметрів від установленої норми заміри необхідно проводити частіше;
забезпечити контроль механічної швидкості буріння: в разі механічної швидкості буріння вдвічі протягом одного метра проходки необхідно припинити буріння, підняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитися з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини;
передбачити дистанційне керування пристроями для перекривання свердловин і трубопроводів та зниження в них тиску в разі аварії.
У разі відсутності прямих ознак ГНВП відновити циркуляцію під посиленим контролем за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.
5.4. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше ніж на 5 %, подальше поглиблення необхідно припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначитися з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу.
5.5. У разі зростанні об'єму розчину в приймальній ємності необхідно підняти долото над вибоєм на довжину квадрата (під час використання СВП на 10 - 15 м), зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. За відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта.
5.6. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу із заміром параметрів бурового розчину і привести їх у відповідність із вимогами ГТН.
5.7. У разі часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів необхідно визначитися з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.
5.8. У разі виявлення прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог ПЛЛА.
Після закриття превенторів при ГНВП необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо устя свердловин.
5.9. Забороняється проводити закриття плашкового превентора на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній.
5.10. Не допускається підвищення тиску під плашками превентора понад установлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.11. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводиться з постійним доливом свердловини і контролем об'єму долитого розчину.
5.12. У разі раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника. При таких роботах необхідно виконувати першочергові заходи із запобігання ГНВП: постійний долив свердловини, промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН.
5.13. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритими газоносними та напірними нафтоводонасиченими горизонтами методом установлення нафтових (кислотних, водяних) ванн необхідно проводити за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
5.14. При встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведенні робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:
можливість герметизації устя;
установлення на нагнітальній лінії бурових насосів зворотного клапана;
необхідну репресію на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому усті свердловини.
5.15. Під час проведення аварійних робіт перед з'єднанням із залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини для приведення параметрів бурового розчину за циклом відповідно до вимог ГТН.
5.16. Забороняється залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. У разі вимушеного простою свердловину необхідно загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками превентора.
5.17. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.
Допускається перевищення періодичності промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті більше ніж 48 годин лише за умови погодження зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
5.18. При вимушених зупинках робіт на свердловині з розкритими газоносними та напірними нафтоводонасиченими горизонтами необхідно скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи, які повинні передбачати:
герметизацію устя;
періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;
визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів відповідно до вимог ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;
установлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше ніж 30 календарних днів;
порядок випробування моста на герметичність;
порядок розкриття газоносних і напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.
5.19. Забороняється підйом бурильної колони за наявності ефекту сифона чи поршнювання.
У разі неможливості усунення сифона (зашламованість вибійного двигуна, долота та інше) підйом труб слід проводити на швидкостях, що дають змогу урівноважувати об'єми бурового розчину, що виливається та доливається.
У разі неможливості усунення поршнювання (наявність сальника чи звуження стовбура свердловини) необхідно здійснювати підйом труб з промивкою та їх обертанням ротором (СВП).
5.20. Забороняється виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушенням вимог протифонтанної безпеки. Перелік порушень вимог протифонтанної безпеки, несумісних з безпечним виконанням робіт на нафтових і газових свердловинах, наведено в додатку 10 до цих Правил.
6. Монтаж та експлуатація ОП
6.1. При виконанні робіт з монтажу, опресування і експлуатації устьового та ОП необхідно дотримуватися вимог наказу № 4, Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів, Правил пожежної безпеки в Україні та Правил охорони електричних мереж, а також галузевих вимог до монтажу та експлуатації колонних головок та ОП при бурінні свердловин та інструкцій з експлуатації обладнання підприємств-виробників.
6.2. ОП встановлюється на кондуктор і проміжну колону, при бурінні нижче яких можливі ГНВП, а також на експлуатаційну колону при проведенні в ній робіт з розкритим продуктивним пластом.
Обсадні колони обв'язуються між собою за допомогою колонної головки або інших технічних засобів відповідно до вимог пункту 6.1 глави 6 розділу V цих Правил, які забезпечують герметизацію міжколонного простору, контроль за міжколонним тиском та можливість впливу на міжколонний простір.
Робочий тиск елементів колонної головки, блоку превенторів і маніфольда повинен бути не нижче ніж максимальний тиск опресування відповідних обсадних колон на герметичність, що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому усті.
6.3. Вибір ОП, маніфольда (лінії дроселювання і глушіння), гідрокерування превенторами, пульта керування дроселем, сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з урахуванням можливості виконання таких технологічних операцій:
герметизація устя свердловини при спущених бурильних трубах і без них;
вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;
підвіска колони бурильних труб на плашках превентора після його закриття;
зрізання бурильної колони;
контроль за станом свердловини під час глушіння;
розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;
спуск або підйом частини чи всієї бурильної колони при закритому превенторі;
заміна елементів дроселя або самого дроселя під час глушіння свердловини.
6.4. Тип ОП та схеми його обв'язки вказуються в проєктній документації на влаштування свердловини і вибираються на підставі типових схем та погоджуються зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
6.5. При розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (у тому числі з розчиненим газом) пластами з тиском, який дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або проміжної колони на усті встановлюються два превентори. Тип превенторів і розмір плашок передбачаються робочим проєктом.
6.6. Три превентори, у тому числі один універсальний, установлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з АВПТ.
6.7. Чотири превентори, у тому числі один з трубними плашками, один превентор зі зрізуючими плашками та один універсальний, установлюються на усті в разі:
розкриття пластів з АВПТ та об'ємним вмістом сірководню більше ніж 6 %;
на всіх морських свердловинах.
6.8. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватися на спеціальних опорах, не спрямовуватись у бік виробничих і побутових споруд та мати нахил від устя свердловини. Довжина ліній повинна бути:
а) для нафтових свердловин з газовим фактором менш як 200 м-3/т - не менше ніж 30 м;
б) для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м-3/т, газових і розвідувальних свердловин - не менше ніж 100 м;
в) дозволяється зменшення відстаней викидних ліній за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, обґрунтованих у проєкті облаштування свердловини.
Повороти викидних ліній превенторної обв'язки допускаються в окремих випадках із застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм, попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превенторної установки та наявності паспортів на них.
6.9. На свердловинах, де очікуваний тиск на усті перевищує 70 МПа, установлюється заводський блок з трьома дроселями, що регулюються, - два з дистанційним і один з ручним керуванням.
У всіх інших випадках рішення щодо встановлення таких дроселів з дистанційним керуванням приймається керівництвом підприємства за умови затвердження в установленому порядку схеми обв'язки і встановлення ОП.
6.10. Манометри, які встановлюються на блоках дроселювання та глушіння, повинні мати верхню межу діапазону вимірів, що на 33 % перевищує тиск сумісного опресування обсадної колони та ОП.
Система нагнітання пневмогідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса у разі досягнення в ній номінального робочого тиску.
6.11. ОП повинне збиратися з вузлів і деталей, які виготовлені за відповідною технічною документацією.
Допускається застосування окремих деталей і вузлів, виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до технічних умов, при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти.
Допускається застосування в схемах обв'язки устя свердловини ОП гнучких броньованих рукавів для полегшення монтажу та уникнення додаткових з'єднань.
Застосування цих деталей і вузлів не повинно знижувати надійність ОП.
6.12. Для управління превенторами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти:
основний - на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини у зручному і безпечному місці;
допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається в режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і ГНВП пластів.
6.13. Штурвали для ручної фіксації плашок превенторів повинні бути встановлені в легкодоступному місці, мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів, контрольні мітки і кількість обертів, необхідних для закриття превентора, порядковий номер кожного превентора знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка із зазначенням допустимого тиску для устя свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.
6.14. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати три кульових крани. Один установлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником (при використанні СВП на СВП), другий - на аварійній трубі, третій - у резерві.
Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.
6.15. Превентори разом з хрестовинами та корінними засувками до встановлення на устя свердловини опресовуються водою на робочий тиск, зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ОП на робочий тиск визначаються за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці. Після ремонту, пов'язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпусу, превентори опресовуються на пробний тиск.
Превентор із зрізуючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках, а працездатність превентора перевірена шляхом відкриття і закриття плашок.
6.16. Після монтажу ОП або спуску чергової обсадної колони, у тому числі потайної, до розбурювання цементного стакана ОП до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинне бути опресоване на тиск опресування обсадної колони. Після спуску колони ОП опресовується водою, або вуглеводневою рідиною у випадку проведення робіт з застосуванням РВО.
Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск:
а) 50 кгс/см-2 (5 МПа) - для ОП, розрахованого на тиск до 210 кгс/см-2 (21 МПа);
б) 100 кгс/см-2 (10 МПа) - для ОП, розрахованого на тиск вище ніж 210 кгс/см-2 (21 МПа).
6.17. Після монтажу та опресування ОП сумісно з обсадною колоною, опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
6.18. ОП повинно періодично перевірятись на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством та підприємством яке виконує роботи з КРС.
Після розкриття продуктивних горизонтів ОП повинно щозмінно перевірятись на закриття та відкриття.
6.19. При заміні деталей превентора або одного з вузлів ОП, що вийшли з ладу, зміні плашок превенторна установка підлягає додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони.
6.20. Плашки превенторів, установлених на усті свердловини, повинні відповідати діаметру бурильних труб, що застосовуються.
Глухі плашки встановлюють у нижньому превенторі, якщо в комплекті обладнання відсутній превентор зі зрізуючими плашками.
6.21. У випадку застосування у компоновці бурильної колони труб різних типорозмірів на містках повинна знаходитись опресована бурильна (аварійна) труба, яка за діаметром повинна відповідати діаметру плашок превентора, а за міцнісними характеристиками - верхньої секції бурильної колони, яка використовується з кульовим краном у відкритому стані і перехідниками на інші діаметри труб, що застосовуються для роботи у свердловині. Бурильна труба, перехідник і кульовий кран фарбуються в червоний колір.
6.22. Під час спускання обсадних колон у свердловини з розкритими високонапірними пластами (аномальний пластовий тиск) у разі невідповідності встановленого універсального превентора очікуваним тискам на усті плашки одного з превенторів замінюються на плашки, які відповідають діаметру обсадної колони, що опускається, або на прийомних містках повинна розміщуватися спеціальна (сталева, з відповідними міцнісними характеристиками) бурильна труба з перехідником під обсадну трубу та кульовим краном у відкритому положенні, які опресовані на відповідний тиск.
