НАОП 1.1.23-5.03-91

НАОП 1.1.23-5.03-91 Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями ПО «Укргазпром»

Государственный газовый концерн «Газпром» Производственное объединение «Укргазпром» УКРАИНСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ УКРНИИГАЗ СОГЛАСОВАНО Главный инженер треста Укрбургаз В.Г.Филь 15.11.1991г. УТВЕРЖДАЮ Директор по бурению и Коммерции ПО Укргазпром Канд.техн.наук И.В. Дияк 30.12.1991г. Начальник Украинской Военизированной части В.Р.Радковский 14.12.1991г. ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСНОСНЫХ ВИДОВ АВАРИЙ И ВЫБОРУ МЕТОДОВ ИХ ЛИКВИДАЦИИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ПРЕДПРИЯТИЯММИ ПО «УКРГАПРОМ» вторая редакция Зам. Директора Укрниигаза по научной работе доктор геол.-мин.наук В.И.Зильберман Зав.отделом техники и технологии бурения В.Н. Филев СОДЕРЖАНИЕ I. Общие положения. II. Педупреждение аварий 1. Предупреждение аварий с колоннами бурильных труб 2. Предупреждение прихватов при бурении скважин 3. Предупреждение аварий с обсадными колоннами при креплении скважин 4. Предупреждение аварий с долотами 5. Предупреждение аварий с турбобурами 6. Предупреждение аварий при производстве промыслово-геофизичеких работ 7. Предупреждение падения в скважину посторонних предметов и прочих аварий 8. Предупреждение газонефтеводопроявлений III. Организационные мероприятия по предупреждению аварий IV. Выбор методов ликвидации основных видов аварий 1. Общие положения 2. Ликвидация аварий с колоннами бурильных труб 3. Ликвидация прихватов при бурении скважин 4. Ликвидация аварий с обсадными колоннами при креплении скважин 5. Ликвидация аварий с долотами 6. Ликвидация аварий с забойными двигателями 7. Ликвидация прочих видов аварий Список использованных источников Настоящая «Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации» являются регламентирующим нормативно-техническим документом при разработке технических и технологических проектов режимно-технологических карт планов работ и других нормативных документов на бурение каждой конкретной скважины на месторождениях площадях и ПХГ ПО Укргазпром. Изложенные «Инструкцией...» указания и мероприятия следует выполнять с учетом специфики бурения каждой скважины в конкретных горно-геологических условиях. Инструкция предназначена для инженерно-технических работников буроввых мастеров бурильщиков и их помощников осуществляющих бурение скважин на предприятиях ПО Укргазпром. Данная «Инструкция» разработана Укрниигазом с участием ведущих специалистов ПО Укргазпром треста Укрбургаз Полтавского Шебелинского крестищенского Крестищенского Стрыйского и красноградского УБР. В редактировании второго издания «Инструкции» принимали участие: От Укрниигаза: В.И.Зильберман В.Н.Филев Э.М. Арутюнян Н.И.Дегтев П.М.Ширенко Е.Саломатина С.Н.Бондарев. От ПО Укргазпром и его буровых предприятий: И.В.Дияк Н.Н.Мельник В.Г. Филь М.Г.Плишка В.А.Андрусив Н.М.Полинник В.И.Сидоренко М.К.Лихван М.П.Мельник М.Н.Мацалак. От Украинской военизированной части: В.Р.Радковский Г.Л.Гейсберг I.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ. 1.1.При проводке скважин следует соблюдать «Единые технологические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных газовых газоконденсатных месторождениях» М.ВНИИБТ 1983 «Инструкцию по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин» М.Недра 1966 «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» М.Недра 1974 «Руководство по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях Укргазпром» Укрниигаз 1984 «Инструкцию по креплению нефтяных и газовых скважин» М. 1975 «Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин» Краснодар 1976 «Инструкцию по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» Куйбышев ВНИИТнефть 1982 «Инструкцию по испытанию скважин не герметичность Самара ВНИИТнефть 1991 и другие регламентирующие документы являющиеся основанием для проектирования и строительства скважин. 1.2. Инженерно-технические работники РИТС ЦИТС УБР обязаны обеспечивать выполнение буровыми бригадами технических и технологических проектов на бурение скважин контролировать соблюдение исполнителями правил инструкций и других регламентирующих документов по безопасной проводке скважин на газовых газоконденсатных месторождениях и ПХГ ПО Укгазпром. 1.3. Буровые мастера и их помощники начальники буровых обязаны выполнять требования технических и технологических проектов на строительстве скважин указания ГТН и РТК правила инструкции регламентирующие документы и дополнительные планы работ по безаварийной проводке скважин. 1.4. Бурильщики буровые мастера и начальники буровых являясь непосредственными руководителями и исполнителями работ по бурению скважин несут всю ответственность за соблюдение правил и инструкций по безаварийной проводке скважин. 1.5. Принимая смену бурильщик обязан: при нахождении бурильной колонны в скважине приподнять ее на длину не менее 15 м и убедиться по показаниям контрольно-измерительных приборов в ее целостности; проверить исправность оборудования; внимательно осмотреть талевый канат тормозную систему элеваторы ключи и цепные передачи; проверить исправность превенторов и их обвязку; подробно ознакомиться с состоянием скважины выяснить возможные зоны осложнений ствола наличие затяжек посадок уступов или сужений; ознакомиться с характером и величиной обработки предыдущего долота; проверить качество и количество бурового раствора; ознакомиться с распоряжениями руководства буровой бригады. 1.6. Все операции в скважине за исключением аварийных должны выполняться бурильщиком. Передача пульта управления и тормоза лебедки другим лицам запрещается. 1.7. В случаях возникновения в скважине осложнений или аварий бурильщик обязан немедленно сообщить об этом руководству буровой или начальнику смены РИТС ЦИТС через одного из своих помощников а сам принимать соответствующие первоочередные меры по устранению осложнения аварии и дальнейшие работы вести под руководством бурового мастера начальника буровой или ИТР РИТС ЦИТС . II. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ 1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С КОЛОННАМИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ 1.1. Все бурильные трубы замки переводники центраторы расширители калибраторы поступающие на предприятие должны иметь заводской сертификат паспорт маркировку и соответствовать требованиям стандартов и технических условий. Запрещается вводить в эксплуатацию трубы и их соединительные элементы не имеющие сертификатов или выписки из них. 1.2. Комплектование эксплуатацию ремонт учет работы и наличие износа бурильных труб и замков к ни... ведущих труб и переводников следует производить в соответствии с действующей «Инструкцией по эксплуатации ремонту и учету бурильных труб» /4/. 1.3. Сборка всех бурильных труб должна производиться только на трубных базах в соответствии с требованиями инструкции /4/. 1.4. Запрещается производить навинчивание замков в холодном состоянии без подогрева в специальных печах . После сборки труб следует проверить их дефектоскопией и гидроопрессовкой на давления: 25МПа 250кг/см2 при бурении скважин до глубины 4000м и 30МПа 300кг/см2 При бурении на глубину более 4000м. 1.5. Бурильные трубы должны быть разбиты на комплекты. В состав комплекта включаются бурильные трубы одного размера одной группы прочности и по возможности одного завода-изготовителя. На каждой трубе комплекта должен быть отчетливо выбит номер комплекта или инвентарный номер трубы . На все комплекты труб необходимо иметь паспорт или выписки из них. Номер паспорта должен совпадать с номером комплекта. 1.6. В случае уменьшения длины комплекта вследствие отбраковки отделочных труб пополнение необходимо производить за счет других неполных комплектов того же класса имеющих примерно такой же начисленный условный износ. Пополнение комплектов труб 1 класса допускается производить новыми трубами той же толщины стенки и группы прочности стали. 1.7. Перед отправкой на буровую бурильные утяжеленные ведущие трубы и переводники как новые так и после ремонта должны быть проверены на трубной базе или буровой площадке визуальным осмотром замером основных размеров калибровкой резьбовых соединений в бурильные и ведущие трубы кроме этого - опрессовкой и дефектоскопией. На вновь собранных бурильных трубах следует нанести маркировку на расстоянии 0 25 м от ниппельного конца замка или на его конусной фаске выбиванием букв и цифр в которой указать номер комплекта или номер трубы категорию прочности толщину стенки месяц и год сборки. Эксплуатация немаркированных труб запрещается. 1.8. Доставку труб на буровую необходимо осуществлять на официально оборудованных транспортных средствах с приспособлениями для разгрузки. Ведущие трубы при перевозке следует вкладывать в обсадные. Сбрасывать их с транспортных средств или перетаскивать волоком запрещается. 1.9. На доставленные на буровую бурильные утяжеленные ведущие трубы буровому мастеру должна быть вручена выписка из паспорта на основании которой он проверяет маркировку труб и ведет учет их работы. 1.10. Перед сборкой в свечи или при наращивании каждую трубу шаблонируют и замеряют стальной рулеткой. Данные замера вносят в журнал меры бурильного инструмента. Свечи должны собираться только из труб одинаковой толщины стенки и группы прочности. Бурильщик должен записать в буровой журнал инвентарный номер группу прочности и толщину стенки собранных труб. 1.11. При подаче труб в буровую следует не допускать ударов ниппеля о ротор. 1.12. Замковую резьбу перед свинчиванием труб необходимо очистить щеткой промыть и смазать консистентной графитной смазкой. Для работы в скважине с температурой до 1000 С рекомендуется применять смазку Р-416 ТУ-38-101-385-73 или ГС-1 а при температуре выше 1000С – смазку Р-113 ТУ-38-101-330-72 . 1.13. При свинчивании труб и свечей запрещается сталкивать ниппель внутрь муфты а при развинчивании – создавать натяжку превышающую вес отвинчиваемой трубы или свечи. Не допускается продолжать вращение уже развинченного резьбового соединения. 1.14. При спуске все резьбовые соединения элементов элементов бурильной колонны следует крепить ключами типа АКБ а при необходимости - докреплять машинными ключами с крутящимися моментами указанными в таблицах 1.1. и 1.2.. 1.15. Раскрепление резьбовочных соединений бурильных труб и УБТ следует производить АКБ или машинными ключами с помощью пневмораскрепителя. 1.16. Запрещается при креплении и раскреплении резьбовых соединений долот бурильных ведущих и утяжеленных труб применять обратный ход ротора. 1.17. Запрещается бурильные трубы захватывать ключами за теле. Захват следует производить только за замковые соединения. 1.18. При спуске труб в скважину не следует допускать резкого торможения бурильной колонны и удара элеватора о стол ротора а также резкой посадки на клинья ПКР. В процессе проводки скважины следует вести постоянный контроль за сработкой бурильных труб в зоне работы клиньев. Размер клиньев ПКР должен соответствовать диаметру бурильной трубы. При спуске бурильной колонны с использованием ПКР максимальный вес ее не должен превышать значений приведенных в таблице 1.3. 1.19. Спуск бурильной колонны вес которой превышает 294 кН 30тс следует производить только при включенном гидротормозе. 1.20. При роторном бурении если в промежуточной колонне предполагается выполнить более 90 рейсов или 900ч вращения бурильной колонны рекомендуется устанавливать резиновые кольца протекторы над каждым замком бурильных труб в зоне обсаженной части ствола скважины табл.1.4. . Под ведущей трубой следует устанавливать специальный протектор предохраняющий от износа устьевую часть колонны. Допускается износ колец до диаметра бурильного замка. Износ колец следует проверять через 500 ч работы в скважине. Предохранительные резиновые кольца рекомендуется применять в скважинах с температурой до 1500С. 1.21. Комплектование бурильной колонны следует производить при условии обеспечения коэффициента запаса прочности во всех ее сечениях не менее: при роторном бурении – 1 50; при турбинном бурении – 1 40; при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола – 1 50. Таблица 1.1. Моменты свинчивания бурильных замков на остальных бурильных трубах рекомендуемые ВНИИБТ коэффициент трения ?=0 09-0 11 КН . м кгс . м Типы замков Предел текучести материала замков Gт = 666МПа 68 кгс/см2 Gт = 735 МПа 75 кгс/см2 кН * м кгс * м кН * м кгс * м 1 2 3 4 5 ЗН-80 4 1-4 9 420-500 4 5-5 4 460-550 ЗН-95 6 8-8 1 690-830 7 4-8 9 760-910 ЗН-108 10 7-12 7 1090-1300 11 7-14 0 1200-1430 ЗН-113 10 8-13 4 1100-1370 11 8-14 9 1210-1520 ЗН-140 23 9-28 8 2440-2940 26 4-31 7 2690-3240 ЗН-172 41 8-50 4 4260-5140 46 1-55 6 4700-5670 ЗН-197 49 8-59 4 5080-6060 54 9-65 6 5600-6690 ЗШ-108 ЗПН-108ж 8 5-10 3 870-1050 9 4-11 4 960-1160 ЗШ-118 ЗШК-118 10 9-13 2 1120-1350 12 2-14 6 1240-1490 ЗШ-133 ЗШК-133 13 2-16 2 1350-1650 14 6-16 50 1490-1820 ЗШ-146 18 0-21 7 1840-2220 19 9-24 0 2030-2450 ЗШ-178 ЗШК-178 ЗПН-170 33 1-39 9 3380-4070 36 6-44 0 3730-4490 ЗШ-203 42 7-51 7 4360-5280 47 2-57 0 4810-5820 ЗУ-86 4 0-4 8 410-490 4 4-5 3 450-540 ЗУ-108 ЗУК-108 8 5-10 3 870-1050 9 4-11 4 960-1160 ЗУ-120 ЗУК-120 ЗПН-120ж 9 8-12 5 1000-1280 10 8-13 8 1100-1410 ЗУ-146 ЗУК-146 19 5-23 4 1990-2390 21 5-25 8 2190-2630 ЗУ-155 ЗУК-155 ЗПК-155ж 20 8-25 0 2120-2550 22 8-27 5 2330-2810 ЗУ-135 37 4-45 2 3820-4610 41 3-49 4210-5090 Ж ЗПН-108ПН-120 ЗПН-155 И ЗПН-170 условные обозначения замков привариваемых к трубам ТБПВ Таблица 1.3. Предельный вес бурильных колонн при подвеске труб в клиновом захвате. Длина клина мм Наружный диаметр трубы мм Толщина стенки мм Предельный вес бурильных колонн при подъеме труб в клиновом захвате для группы прочности Д К Е Л М кН тс кН тс кН тс кН тс кН тс 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 300 89 7 568 58 745 76 823 84 970 99 1117 114 9 725 74 951 97 1039 106 1235 126 1422 145 11 862 88 1137 116 1255 128 1480 151 1706 174 102 7 637 65 853 87 931 95 1098 112 1264 129 8 725 74 951 97 1049 107 1245 127 1431 146 9 811 83 1068 109 1176 120 1382 141 1598 163 10 892 91 1176 120 1294 132 1529 156 1765 180 114 7 706 72 931 95 1029 105 1215 124 1402 143 8 804 82 1068 109 1166 119 1382 141 1598 163 9 902 92 1186 121 1304 133 1539 157 1775 181 10 1000 102 13?4 134 1441 147 1676 171 1961 200 11 1108 113 1461 149 1608 164 1893 193 2186 223 127 7 774 79 1?19 104 1117 114 1324 135 1529 156 8 885 90 1157 116 1274 130 1500 153 1736 177 9 990 101 1294 132 1431 146 1687 172 1942 198 10 1088 111 1431 146 1578 161 1863 190 2148 219 140 8 951 97 1255 128 1382 141 1628 166 1873 191 9 1059 108 1402 143 1539 157 1824 186 2098 214 10 1208 123 1588 ?62 1745 178 2059 210 2374 242 11 1284 131 1686 172 1853 189 2196 224 2529 258 168 9 1235 126 1627 166 1784 182 2108 215 2441 249 10 1363 139 1794 183 1971 201 2334 238 2687 274 400 89 7 588 60 774 79 853 87 1010 103 1167 119 9 745 76 9800 100 1078 110 1274 130 1471 150 11 892 91 1176 120 1294 132 1529 156 1765 180 102 7 666 68 882 90 970 99 1137 116 1314 134 8 755 77 1000 102 1098 112 1294 132 1490 152 9 843 86 1117 114 1225 125 1451 148 1667 170 10 931 95 1225 125 1353 138 1598 168 1844 188 114 7 745 76 9806 100 1078 110 1274 130 1471 150 8 853 87 1117 114 1225 125 1451 14? ?79 171 9 951 97 1244 127 1372 140 1618 165 1893 190 10 1039 106 1372 140 1?10 154 1784 182 2059 210 11 1337 116 ?500 153 1647 168 1951 199 2245 229 127 7 813 86 1068 109 1176 120 1392 142 160? 164 8 ?22 94 11215 124 1343 137 1578 161 1824 186 9 1039 106 1363 139 1500 153 1774 181 2049 209 10 1147 117 1500 153 1657 169 1051 199 225? 230 140 8 1010 103 1333 136 1461 149 1726 176 19?? 203 9 1127 115 1480 151 1627 166 1921 196 2216 226 10 1245 27 1637 167 1804 184 2118 216 2452 250 11 1372 140 1794 183 19?0 202 2334 238 2697 275 168 9 1?23 135 1745 178 1912 195 2265 231 2608 266 10 1461 119 1921 196 2118 216 2500 255 2883 294 Таблица 1.4. Размер и масса резиновых и резинометаллических колец Тип предохранительного кольца Условный диаметр бурильной колонны мм Диаметр предохранительного кольца мм Длина мм Масса кг Минимальный диаметр ствола скважины колонны мм внутренний наружный Предохранительные резиновые кольца ПО ГОСТ 6365-74 А 89 50 90 155 1 0 150 Б 102 75 115 165 1 3 170 В 114 90 142 195 2 6 195 В1 127 95 150 195 3 0 210 Г 127-140 100 165 200 4 0 220 Д 168 120 190 210 5 3 260 Резинометаллические предохранительные кольца типа ПС ПСI-140 140 140 192 202 5 7 220 ПСВ-89/168 89 89 135 270 5 0 156 ПСЗ-102/194 102 102 150 270 6 1 175 ПСЗ-127/245 127 127 186 270 9 6 220 ПСЗ-129/243 129 129 190 270 9 5 220 ПСЗ-147/245 147 147 192 270 9 0 220 Рекомендуемые соотношения размеров долот УБТ и бурильных труб указаны в таблице 1.5. 1.22. В компоновку бурильной колонны при роторном бурении следует включать УБТ вес которых в воздухе должен на 15% превышать нагрузку на долото. В КНБК рекомендуется включать надполотный комплект из труб ТБВК группы прочности Д с толщиной стенки 10-11 мм длиной 250-300 метров а также противоприхватные опоры ясс ударный и разъединительный переводники. В интервалах резких изменений кривизны ствола или азимута а также в интервалах набора кривизны в наклонно-направленных скважинах бурильную колонну следует комплектовать из труб повышенной прочности и вести учет их работы в данном интервале. Следует производить более частый по указанию технологической службы УБР контроль дефектоскопией опрессовкой визуальным осмотром и обмером а также замену труб в интервалах резких перегибов ствола. 1.23. Эксплуатация бурильной колонны должна осуществляться при: - строго горизонтальном положении ствола ротора; - тщательно отцентрированной вышке соосности ротора и устья скважины; - исправных спуско-подъемных инструментах АКБ ПБК ПКР элеваторы штропы и контрольно-измерительных приборах ГИВ манометры амперметры моментомеры 1.24. При появлении признаков аварии с бурильной колонной падение давления в нагнетательной линии изменение массы бурильной колонны по индикатору веса снижение температуры выходящего из скважины бурового раствора уменьшение момента вращения по моментомеру следует приподнять бурильную колонну на длину ведущей трубы с постоянным расхаживанием и проверить работу насосов. При нормальной подаче бурового раствора необходимо немедленно приступить к подъему бурильной колонны без вращения ее ротором с одновременным осмотром всех труб и проверкой состояния их замковых соединений. Указанные работы являются аварийными и их следует проводить под руководством бурового мастера или другого ответственного ИТР. 1.25. В процессе бурения и при промывках производить замер и регистрацию температуры бурового раствора через каждый час промывки. Понижение температуры при постоянной производительности указывает на негерметичность бурильной колонны. 1.26. В процессе выполнения в скважине работ по ликвидации осложнений или аварий максимальная растягивающая нагрузка не должна превышать 80% нагрузки при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Прочностные характеристики бурильных труб приведены в приложении 1. 1.27. Независимо от степени износа резьб следует произвести замену элементов бурильной колонны если срок их работы в скважине механическое бурение и проработка превысит время указанное в таблице 1.6. Таблица 1.5. Рекомендуемые компоновки бурильных колонн. " Диаметр скважины мм Диаметр и размер замков и труб мм Рекомендуемые диаметры УБТ мм Рекомендуемые Допустимые диаметр шифр диаметр шифр 1 2 3 4 5 6 120 6 60 3У-86 73 ЗН-95 89; 95 139 7 73 ЗУ-108 89 ЗШ-118 108; 120 89 ЗH-I08 80 ЗУ-120 151 0 89 ЗШ-118 120 89 ЗУ-120 161 0 89 ЗУ-180 102 ЗШК-I33 120; 133 165 1 190 5 114 ЗШ-146 102 ЗУ -176 146 114 ЗУК-146 114 ЗУ-155 215 9 127 ЗПН-170 114 ЗУ-155 159; 165 178 127 ЗУК-155 127 ЗК-155 244 5 127 ЗПН-170 140 3Ш-178 178; 203 127 ЗУК-155 269 9 140 ЗШК-178 140 ЗШ-178 203; 229 140 ЗУ-185 295 3 140 ЗШК-178 140 37-185 203; 229 168 ЗШ-203 245 320 140 ЗУ-185 346 140 ЗШК-178 229; 245 140 ЗПН-188 163 ЗШ-202 394 140 3ШK-178 140 ЗУ-185 229; 345 254 146 3ПH-I88 168 ЗШ-203 Таблица 1.6. Предельные сроки работы в скважине механическое бурение и проработка элементов бурильных колонн без замены. Наименование элемента бурильной колонны Время работы ч Роторное бурение Турбинное бурение Высокооборотное более 60 об/мин Низкооборотное менее 60 об/мин 1 2 3 4 УБТ без разгружающих канавок проточек 400 600 80 УБТ с зарезьбовыми разгружающими канавками проточками 800 1000 1000 УБТ оснащенная замками ТБВК 1000 1200 1500 УБТ импортного производства или по лицензии Сумского завода новая 2500 2500 2500 УБТ импортного производства или по лицензии Сумского завода после ремонта 1500 2000 2000 Ведущая труба 1500 2000 2000 Переводник ведущей трубы верхний 1500 1500 1500 Переводник ведущей трубы нижний 400 400 800 Переводник паддолотный 400 400 400 Переводник в компановке бурильных труб 800 800 800 Протектор устьевой 400 800 800 Кран КШЦ В соответствии с ТУ на КШЦ Калибратор 400 800 800 1.28. Для равномерного износа резьб замков и контроля нерабочих соединений следует через 10-15 долблений менять местами рабочие и нерабочие замковые соединения УБТ и бурильных труб. Замковые резьбы УБТ и переводников следует проверять наружным осмотром через 5 долблений при роторном бурении и через 10 долблений при турбинном бурении. В случае износа резьб производить замену УБТ и переводников. 1.29. При работе алюминиевыми бурильными трубами следует составить и выдать на буровую дополнительные мероприятия учитывающие специфику применения АБТ в соответствии с «Инструкцией» /7/. Крутящие моменты и нагрузки не должны превышать указанных в таблице 1.7. 1.30. Алюминиевые бурильные трубы имеют пониженную коррозионную стойкость в щелочной среде поэтому их следует применять при работе в буровых раствора имеющих рН более 10. С целью предупреждения коррозии АБТ в буровой раствор необходимо вводить ингибиторы коррозии. Не рекомендуется применять АБТ при бурении скважин с АВЦД и забойными температурами выше 1500С. 1.31. В процессе бурения скважины бурильные трубы следует периодически проверять дефектоскопией и опрессовывать водой согласно графику утвержденному главным инженером УБР а также перед проведением ответственных работ в скважине: - спуск обсадных колонн секциями; - испытание пластов в процессе бурения; - бурение алмазными долотами турбинным способом; - вскрытие продуктивных горизонтов и пластов с АВПД; - после глушения фонтанов нефтегазопроявлений проведения работ по ликвидации прихватов и других аварий. 1.32. Опрессовку бурильных труб следует производить на давление в 1 5 раза превышающее максимальное рабочее но не менее 25МПа 250кг/см2 при бурении до 4000 м и 30 МПа 300кг/см2 при бурении более 4000 м. Рекомендуется производить опрессовку бурильных труб не реже чем через 800 ч механического бурения проработок и калибровок ствола. Таблица 1.7. Рекомендуемые нагрузки и моменты свинчивания АБТ Размер АБТ мм Толщина стенки мм Крутящий момент Максимально допустимая растягивающая нагрузка КН . м Кгс . м кН тс 1 2 3 4 5 6 73 9 6 3 650 461 47 93 9 11 8 1200 808 62 114 10 19 6 2000 833 85 129 9 25 5 2600 882 90 129 11 28 4 2900 1078 110 147 9 31 8 3250 980 100 147 11 37 3 3800 1216 124 1.33. При бурении скважины следует систематически осуществлять контроль степени износа элементов бурильной колонны и состояния их поверхности наличие выбоин вмятин надрезов и пр. в следующие сроки: - визуальный осмотр – при каждом подъеме спуске бурильной колонны; - инструментальный замер геометрических размеров бурильных труб замков переводников и других элементов через 10 долблений при роторном бурении и 15 долблений при турбинном бурении; - после сборке новых бурильных труб производить повторное докрепление всех нерабочих соединений машинными ключами при каждом спуске в процессе 3-4 долблений; - после сборки новых УБТ производить его развинчивание а через 2-3 долбления производить докрепление всех резьб УБТ машинными ключами. При натяге резьб более 2 мм или признаках их заклинивания следует отбраковывать УБТ; - замер диаметра бурильных труб в зоне работы клиньев ПКР производить раз в месяц при глубине скважины до 4000 м и два раза в месяц – при глубине более 4000 м; - толщинометрию алюминиевых труб через 250 ч работы при роторном бурении и 500 ч – при турбинном. Регламент толщинометрии стальных бурильных труб в 3 раза больше. 1.34. Предельные сроки проверки дефектоскопией бурильных труб приведены в таблице 1.8. Одновременно с дефектоскопией бурильных труб следует производить дефектоскопию ведущей трубы ее нижнего переводника и крана КШЦ. 1.35. Калибраторы расширители и центраторы следует проверять дефектоскопией через 500 ч работы. Таблица 1.8. Предельные сроки проведения бурения дефектоскопией бурильных труб. Наименование Длительность межпрофилактического периода ч Высокооборотное роторное бурение частота вращения более 60-1 Турбинное бурение и низкооборотное роторное частота вращ. Меньше 60-1 1 2 3 Бурильные трубы с нарезными концами новые с наработкой менее 500 ч на данной буровой 125 250 Бурильные трубы с нарезными концами старые с наработкой более 500 ч на данной буровой 250 500 Бурильные трубы с приваренными замками 250 250 1.36. При профилактических проверках на буровых и на трубных базах следует браковать трубы если у них обнаружены: - трещины промытые отверстия плены вмятины и другие дефекты; - дефекты выявленные дефектоскопией; - риски и протертые канавки на теле трубы глубина которых превышает 1 мм для труб с толщиной стенки 8-9 мм и 1 5 мм для труб с толщиной стенки 10-11 мм; - промытые и протертые канавки под муфтой замка на высаженной части трубы глубина которых превышает 3 мм; - сработка поверхности бурильной трубы по диаметру на 2 мм для всех высокопрочных труб и для труб группы прочности Д с толщиной стенки 8 и 9 мм и на 3 мм для труб группы прочности Д с толщиной стенки 10 и 11 мм и АБТ. При одностороннем износе указанные допуски уменьшаются вдвое; - кривизна труб превышающая 1/2000 длины всей трубы стрела прогиба 0 5 мм на 1 м а на концевых участках 1 3 длины трубы – 1/3000 стрела прогиба 0 3 мм на 1 м ; - закругление трубного торца замковой муфты вследствие износа до такой степени что ширина опорной плоскости будет меньше 7 мм для труб диаметром 73 мм и 89 мм и меньше 9 мм – для труб диаметром 102 мм и более; - замковая резьба сорвана выщерблена сработана или имеет промытости; - упорные торцы резьбовых соединений неплотно замкнуты; - величина допустимой сработки замковых резьб не превышает указанных в таблице 1.9.; - замки износ которых выше пределов указанных в таблице 1.10. Таблица 1.9. Величины допустимой сработки замковых резьб Размер и тип замка Обозначение замковой резьбы Число ниток на длину резьбы 25 4 мм Конусность Форма профиля Число оборотов при свинчивании ниппеля с муфтой по классам не менее мм Расстояние между упорным уступом ***пеля и упорным торцом муфты в момент посадки по классам не менее мм I II III I II III ЗН-80 З-66 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗУ-86 З-73 4 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗН-95 З-76 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗШ-108 ЗУК-108 З-86 4 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗН-108 ЗН-113 З-88 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21.0 18 14 ЗШ-118 ЗШК-118 З-101 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗУ-120 ЗУК-120 З-102 4 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗШ-133 ЗШК-133 З-108 4 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗН-140 З-117 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗШ-146 З121 5 1:4 I 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗУ-146 ЗУК-146 З-122 4 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗУ-155 ЗУК-155 З-133 1:6 IV 5 4.3 3.3 31.8 27 21 ЗН-172 З-140 4 1:6 II 4.1 3.5 2.7 21 18 14 ЗШ-178 ЗШК-178 З-147 4 1:6 III 6.2 5.3 4.1 39.4 33 26 ЗН-197 З-152 4 1:6 III 6.2 5.3 4.1 39.4 33 26 ЗУ-195 З-161 4 1:6 III 6.2 5.3 4.1 39.4 33 26 Таблица 1.10. Классификация бурильных замков по износу Тип и размер замка Наружный диаметр замка при равномерном износе по классам не менее мм Наружный диаметр замка при неравномерном износе по классам не менее мм I II III I II III ЗН-80 80 77 6 75 80 78 6 77 ЗН-95 95 92 89 95 93 5 92 ЗН-108 ЗПН-108 108 104 7 102 108 106 4 105 ЗН-140 140 135 8 133 140 137 9 136 5 ЗН-172 ЗПН-170 172 170 166 8 164 172 170 169 4 168 ЗН-197 197 191 188 197 194 192 5 ЗШ-108 ЗШК-108 108 104 7 100 108 16 4 104 ЗШ-118 ЗШК-118 ЗУК-120 118 120 114 5 109 117 120 116 3 113 ЗШ-133 ЗУК-133 133 139 125 133 131 129 ЗШ-146 ЗУК-146 146 141 5 136 146 143 8 141 ЗШ-178 ЗШК-178 178 172 6 167 178 175 3 172 5 ЗШ-203 203 197 191 203 200 197 ЗУ-155 ЗПН-155 ЗУК-155 155 150 3 148 155 152 6 15? 5 ЗУ-185 185 179 4 177 185 182 2 181 ЗЛ-136 128 ЗЛ-152 144 ЗЛ-172 1?3 Примечание: 1. При значениях наружного диаметра менее указанных для III класса замки и переводники отбраковываются. 2. Диаметр замка и переводника замерять шаблоном в месте наибольшего износа 1.37. На каждом переводнике при изготовлении должна быть выполнена проточка для нанесения маркировки номер штамп ОТК группа прочности дата изготовления клеймо проверки дефектоскопом . 1.38. Переводники должны изготавливаться на стали 40ХН или соответствующей ей прочности. Запрещается изготавливать переводники из УБТ бывшем в работе. 1.39. Недолотные переводники должны изготавливаться длиной 350 мм для долот диаметром до 215 мм и не менее 500 для долот большего диаметра. 1.40. Один раз в полугодие следует производить одновременную проверку всех переводников на всех объектах и складах УБР дефектоскопом резьбовыми калибрами и обмером основных размеров. Переводники не соответствующие действующим требованиям немедленно исключать из эксплуатации. 1.41. На всех отбракованных трубах и других элементах бурильных колонн следует яркой краской сделать надпись «брак» с указанием причины. 1.42. После окончания скважины бурением все бурильные трубы совместно с технической документацией следует отправить на трубную базу для определения пригодности к дальнейшей эксплуатации визуальный осмотр обмер замков и труб по наружному диаметру опрессовка дефектоскопия или ремонт . Такую же проверку и оппрессовку следует провести трубами в случае перевозки их с одной буровой на другую. 2.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН. 2.1. Общие положения. 2.1.1.При бурении скважин следует строго придерживаться указаний ТТН режимно-технологической карты а также специальных дополнительных планов на проведение работ. 2.1.2. Компоновка низа бурильной колонны КНБК должна соответствовать компоновке приведенной в ГТН и РТК. При необходимости перехода на более жесткую компоновку ее жесткость следует увеличивать поэтапно но не более чем в 1 2 раза по сравнению с предыдущей. Первый спуск и подъем измененной КНБК следует производить на пониженной скорости не допуская посадок и затяжек. Спуск в скважину каждой последующей КНБК следует производить только после нормального пропуска предыдущей компоновки. Во всех случаях перед спуском следует составить эскиз КНБК с указанием основных размеров всех ее элементов. 2.1.3. Промывку скважины следует производить в пределах указанных в ГТН или РТК расходов и из условия обеспечения полной очистки забоя и ствола с вырубленной породы. Если при турбинном бурении многосекционными турбобурами не удается полная очистка скважины от шлама из-за пониженных расходов то следует практиковать периодический спуск КНБК для роторного бурения при максимально возможном расходе бурового раствора. 2.1.4. Контроль за давлением в нагнетательной линии следует осуществлять исправными оттарированными манометрами. 2.1.5. При кратковременном прекращении циркуляции бурового раствора например из-за неисправности насосов вибросит гидроциклонов и т.п. следует поднять колонну бурильных труб от забоя на длину не менее 15 м и поддерживать ее в движении. При невозможности возобновления циркуляции и других вынужденных остановках длительностью более 3 с бурильную колонну следует поднять в башмак обсадной колонны или в прихватобезопасный интервал. В случае невозможности подъема бурильной колонны от забоя ее следует разгрузить на забой с таким расчетом чтобы сжатая часть ее находилась между забоем и башмаком предыдущей обсадной колонны или на 200 м выше возможных интервалов. 2.1.6. Во время остановок вызванных неисправностью подъемного механизма колонну труб с элеватором следует установить на ротор и периодически проворачивать. 2.1.7. Запрещается углублять скважину при наличии осложнений натяжек посадок заклинок обвалов осыпей до их устранения. При появлении признаков нарушения герметичности бурильной колонны следует немедленно поднять ее из скважины. 2.1.8. В процессе бурения скважины следует постоянно следить за: - качеством бурового раствора соответствием его параметров указаниям ГТН и технологического проекта; - состоянием циркуляции бурового раствора; - работой средств очистки и дегазации бурового раствора; - за уровнем бурового раствора в приемных емкостях. При осложненном состоянии ствола – появлении посадок проработок затяжек – вести карту осложнений ствола с регистрацией зон осложненности при каждом СНС. 2.1.9. Замер параметров бурового раствора в процессе бурения следует производить: - при нормальных условиях: плотность вязкость и температуру раствора – через 1 час; водоотдачу толщину корки СНС рН содержание песка газосодержание – 2 раза в смену; содержание твердой фазы содой в фильтрате – 2 раза в неделю; - при бурении в осложненных условиях и при разбуривании газовых горизонтов: плотность и вязкость – через 10-15 минут; температуру выходящего раствора и газосодержание – через 30 минут; водоотдачу толщину корки СНС – через 1 час. Контроль содержания нефти в буровом растворе щелочность его рН и липкость корки следует осуществлять в лаборатории РИТС или в центральной лаборатории УБР не реже двух раз в неделю. нет содержания страницы трубы находилась непосредственно над ротором а долото от забоя более 6 метров. 2.1.16. При бурении следует не допускать полного захода ведущей трубы в ротор. Длина свободной части должна быть достаточной для разгрузки бурильной колонны в случае необходимости отворота труб при прихвате. 2.1.17. После длительного простоя скважины свыше 3 суток следует спуск бурильной колонны производить на пониженной скорости с обязательной проработкой мест посадок и затяжек согласно утвержденному руководством управления буровых работ плану работ на вывод скважины из простоя . 2.1.18. При использовании на буровой систем контроля за технологическим процессом бурения скважины типа СКУБ и т.п. ежесуточно выставляется текушщее время в регистрирующих приборах; диаграммы сдаются в технологический отдел для анализа. 2.2. Прихваты прилипание под действием перепада давления. 2.2.1.Для предупреждения прихватов у стенки скважины под действием перепада давления следует при разработке конструкции скважины по возможности исключать условия возникновения больших перепадов давления на проницаемые пласты. Следует предусматривать разобщение обсадными колоннами интервалов разреза бурение которых сопряжено с необходимостью преодоления осложнений противоположных по характеру появления поглощения-газопроявления или поглощения-осыпи пород и др. 2.2.2. Геологическая служба УБР должна осуществлять оперативный прогноз и оценку пластовых давлений в процессе бурения и своевременно вносить коррективы в ГТН на фактические геологические условия. 2.2.3. Плотность бурового раствора для вскрытия проницаемых пластов особо опасных в возникновении прихватов под действием перепада давления рекомендуется определять из расчета превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым в кровле горизонта с максимальным градиантом давления за минимальную в соответствии с требованиями БТП 3 п.8 2 величину: - 10% для скважин глубиной до 1200 м но не более 1 5 МПа 15 кг/см2 ; - 5% для скважин глубиной до 2500 м интервалов от 2500 м но не более 2 5 МПа 25 кг/см2 ; - 4-5 % для скважин глубиной до 2500 м интервалов от 2500 м до проектной глубины но не более 3 5 МПа 35 кг/см2 . 2.2.4. При бурении в высокопроницаемых породах рекомендуется применять буровые растворы недиспертирующего типа полимерные кольметационно-крепящего действия нефтеэмульсионные . При применении буровых растворов на водной основе следует поддержать содержание глинистой фазы в них не более 15%. Буровые растворы целесообразно обрабатывать химреагентами способствующими образованию тонких малопроницаемых фильтрационных марок КМЦ ССБ КССБ метас и др. 2.2.5. Для уменьшения липкости корки в буровой раствор следует вводить смазочные добавки нефть графит СКЖ-1 и др. . Содержание нефти в буровом растворе рекомендуется поддерживать в зависимости от плотности раствора табл 2.1 и при условии соблюдения требований охраны недр и окружающей среды. Таблица 2.1. Рекомендуемое содержание нефти в буровом растворе в зависимости от его плотности Плотность бурового раствора г/см3 1 10-1 3 1 30-1 50 1 50-1 70 1 70-2 0 2 0 и более Содержание нефти % 8-10 10-12 12-15 15-18 20 Вместе с нефтью рекомендуется вводить ПАВ или высокоокисленный битум способствующие лучшему эмульгированию нефти уменьшению фильтрации и толщины корки. Ввод графитового порошка следует производить в количестве до 1% весовых к объему бурового раствора. При необходимости утяжеления бурового раствора рекомендуется в качестве утяжелителя применять барит. 2.2.6. Контроль за смазочной способностью бурового раствора рекомендуется осуществлять по величине липкости корки а также по величине коэффициента сдвига корки КСК оптимальная величина которого составляет 0 2-0 3. 2.2.7. Для уменьшения прижимающей к стенкам скважины силы следует поддерживать минимальные углы искривления ствола не допускать резкого изменения азимута в интервалах залегания высокопроницаемых пород. 2.2.8. При бурении в высокопроницаемых породах рекомендуется в КНБК применять УБТ со спиральными канавками или квадратного сечения. При их отсутствии устанавливать УБТ с центрирующими противоприхватными опорами квадратного сечения. Промежуточные опоры в КНБК рекомендуется устанавливать в зависимости от состояния ствола скважины по указанию технологической службы УБР. Наружный диаметр промежуточных опор должен быть на 8-12 мм меньше диаметра долота. Свечи УБТ рекомендуется собирать из коротких по 6-8 м труб а концы труб оборудовать замками. 2.2.9. На буровых установках с электроприводом следует иметь дизель-генераторную станцию соответствующей мощности для подъема бурильной колонны в случае аварийного отключения электроэнергии. 2.2.10. В процессе спуска бурильной колонны перед входом в прихватоопасную зону следует произвести проверку аварийного двигателя роторной цепи буровых насосов средств очистки и дегазации раствора и т.д. Выявленные неисправности устранить. Запрещается спускать бурильную колонну в прихватоопасную зону при неисправных буровых насосах роторной цепи энергетическом и другом оборудовании. 2.2.11. В проницаемой части разреза бурильную колонну следует непрерывно расхаживать. В случае вынужденных остановок следует принять бурильную колонну в башмак обсадной колонны или в прихватобезопасный интервал интервал ствола скважины. 2.2.12. При бурении в прихватоопасной зоне следует перед каждым наращиванием бурильной колонны произвести проработку ствола на длину ведущей трубы и добиться свободного прохождения долота до забоя без промывки и вращения. Перед отворотом ведущей трубы после посадки бурильной колонны на клинья элеватор следует провернуть колонну ротором. Во время спуска ведущей трубы следует также проворачивать бурильную колонну ротором. 2.2.13. С целью улучшения условий кольметации стенок скважины в особо опасных для прилипания бурильной колонны интервалах в случае резкого повышения механической скорости бурения следует ограничивать ее до 1-1 5 м/ч. 2.2.14. Во время бурения или вынужденных остановок ремонт насосов цепей промывка перевахтовка и т.п. при нахождении бурильной колонны в прихватоопасном интервале запрещается бурильщику отлучаться от тормоза лебедки и передавать управление ею другим членам бригады имеющим квалификацию ниже 5 разряда. 2.3. Прихваты заклинивания породоразрушающего инструмента и других элементов низа бурильной колонны. 2.3.1. Для предупреждения прихватов породоразрушающего инструмента преимущественно АБИ и заклинивания низа бурильной колонны в зонах сужения ствола скважины в интервале резкого изменения азимута и угла искривления ствола а также в интервалах интенсивного нарастания фильтрационных корок обвалообразования следует: - при спуске нового трехшарошечного долота проработать интервал пройденный предыдущим долотом: при проходке на долото до 10 м – весь интервал а при большей проходке – в зависимости от величины сработки предыдущего долота но не менее чем на длину ведущей трубы; - низкооборотные долота ГАУ ГНУ доводить до забоя с промывкой и вращением на малой скорости; - не допускать посадок более 97 кН 10тс . При наличии посадок более 97 кН 10тс бурильную колонну приподнять и проработать «с навеса» месте посадок но не менее чем на длину ведущей трубы; - при наличии затяжек в процессе подъема предыдущего долота – проработать места затяжек но не менее чем на длину ведущей трубы. 2.3.2. На всех буровых для каждого размера долот иметь два шаблона максимального и минимального диаметра. 2.3.3. Перед спуском алмазных долот АБИ следует производить специальную подготовку ствола скважины включающую: -три-четыре долбления шарошечными долотами; -очистку забоя от металла и шлама металлошламоуловителем; -проработку сужения участков ствола трехшарошечными долотами роторным способом; -гидроопрессовку бурильной колонны и манифольдной линии. 2.3.4. При бурении АБИ следует соблюдать следующие мероприятия: - подготовить два или несколько алмазных долот. Бурение начать долотом максимального диаметра. В дальнейшем в работу включать долота с постепенным уменьшением диаметра; - долота отрабатывать с таким расчетом чтобы бурение наиболее абразивных пропластков производить полномерным долотом; - каждым новым долотом производить не более 2 рейсов общей проходкой 150-200 м и сработкой по диаметру не более 2 мм; - отрыв долота от забоя производить через 1 час при бурении сплошным забоем и через 2-4 при бурении с отбором керна; - после сработки всех новых долот на величину до 2 мм произвести их сортировку и продолжить отработку повторно начиная с долота максимального диаметра. 2.3.5. Запрещается использовать алмазные долота с износом по диаметру более 4 мм. 2.3.6. На каждый спуск алмазного долота следует выдавать задание буровой вахте с указанием режима спуска и интервалов проработки ствола. Спуск алмазного долота в открытом стволе следует производить на пониженной скорости не допускается посадок более 50 кН 5тс . Для разработки режима спуска рекомендуется использовать данные кавернометрии и профилеметрии по данной или соседней скважине. В зонах сужений скорость спуска должна не превышать 0 3 м/с. При спуске алмазного долота следует обязательно проработать интервал бурения предыдущих долблений после которых диаметр поднятого долота был меньше спускаемого. В любом случае следует проработать не менее 20 м призабойной зоны. 2.3.7. При бурении алмазными долотами турбинным способом следует: - производить пробный запуск турбобура на устье; - периодически через 15-20 мин бурения производить проворот бурильной колонны ротором или постоянно вращать ее на 1 скорости 40-60 об/мин ; - отрыв долота от забоя производить через 1 час при бурении сплошным забоем и через 2-4 часа при бурении с отбором керна; - периодичность отрыва корректировать по каждой скважине; - через каждые 72 часа производить контрольный подъем бурильной колонны шаблонирование ствола в интервале проницаемых пород но не менее 100 м; - не расхаживать трубобур на забое более часа. Если турбобур завести не удастся то следует произвести подъем бурильной колонны. 2.3.8. Спуск алмазного или одношарошечного долота после отбора керна следует производить только после проработки ствола трехшарошечным долотом. 2.3.9. При возникновении заклинивания бурильной колонны в процессе спуска бурильщик обязан: - расхаживать бурильную колонну только натяжением вверх до 100-150 кН 10-15 тс сверх собственного веса; - по возможности восстановить циркуляцию и промыть скважину при периодическом расхаживании. 2.3.10. При заклинивании бурильной колонны во время подъема запрещается освобождать ее натяжением сверх собственного веса. В таких случаях бурильщик обязан немедленно разгрузить колонну бурильных труб на вес УБТ и попытаться сбить колонну вниз. Если заклинивание не ликвидировано то повторять операцию до 4-5 раз не увеличивая нагрузку сверх собственного веса бурильной колонны. 2.4.Прихваты обсадных колонн. 2.4.1.Для предупреждения прихватов обсадных колонн следует подготовку ствола скважины производить в строгом соответствии с планами работ на спуск и цементирование колонн разработанными технологической службой УБР. В планах работ следует предусматривать проработку ствола или шаблонирование жесткими КНБК соответствующим или превышающим жесткость обсадной колонны дополнительный ввод смазывающих добавок указывать частоту долива при спуске колонн промежуточных промывок расхаживания колонны при доливе и др. 2.4.2.Спуск обсадной колонны следует начинать только после проверки готовности буровой к спуску по разрешению начальника ЦИТС или главного инженера УБГ. 2.4.3.При спуске обсадной колонны следует постоянно наблюдать за уровнем бурового раствора в затрубном пространстве и состоянием раствора вытесняемого колонной. Если уровень раствора в затрубном пространстве падает следует произвести долив раствора в затрубное пространство с устья и промыть скважину. 2.4.4.Промежуточные промывки скважины при спуске обсадной колонны следует производить только после заполнения ее буровым раствором. 2.4.5. В проницаемых пределах где возможны прилипания промежуточные промывки производить не рекомендуется. 2.4.6.Если при спуске обсадной колонны возникли посадки которые не устраняются после промывки скважины то колонну следует поднять а ствол скважины подготовить повторно. 2.4.7.Величина посадок для колонн диаметром 219 мм и более не должна превышать 100 кН *0 тс а для колонн меньших диаметров – 60 кН 6 тс от веса колонны на «майна». 2.5.Прихваты в желобных выработках. 2.5.1.Для уменьшения желобообразования и предупреждения заклинивания КНБК в желобных выработках рекомендуется: - при бурении вертикальных скважин не допускать резкого изменения азимута а также изменения зенитного угла с интенсивностью искривления более 10 на 100 м; - при бурении наклонно-направленных скважин строго выдерживать параметры режима бурения и КНБК указанные в «Рабочей программе» на проводку данной скважины; - подъем бурильной колонны в интервале желобных выработок производить на пониженной скорости не допуская затяжек более 100 кН 10тс сверх веса бурильной колонны в движении на «вира»; - не освобождать затянутую в желоб бурильную колонну натяжением ее сверх собственного веса; - периодически в зависимости от интенсивности желобообразований производить инклинометрию и профилеметрию ствола скважины. При этом первый замер профилеметром производить не более чем через 500 м бурения ниже башмака последней обсадной колонны а затем через 200-300 и бурения ствола; - интервалы желобообразований и затяжек отмечать в буровом журнале и доводить до сведения бурильщиков под роспись; - в интервалах желобообразования применять в КНБК элементы диаметр которых меньше или в 1 4-1 5 раза больше диаметра замков бурильных труб. 2.5.2.Если возникла необходимость изменения КНБК и включения в нее элемента диаметр которого незначительно отличается от диаметра замков бурильных труб то интервалы ствола с наличием желобов следует проработать а скорость спуска и подъема КНБК в зоне желобов ограничить. 2.5.3.Для сокращения количества спуско- подъемных операций и меньшей наработки желобов следует по возможности применять наиболее высокопроизводительные трехшарошечные долота или алмазные в сочетании с высокомоментными турбобурами. 2.5.4.При работе во времени затяжек в интервалах желобных выработок рекомендуется производить проработку этих интервалов с применением расширителей устанавливаемых в 300-400 м от долота. Для разрушения мягких пород следует применять лопастные а для твердых пород – шарошечные расширители. Эффективность разрушения желобной выработки следует проверять профилемером. 2.5.5.Для предупреждения попадания бурильной колонны в желобную выработку рекомендуется в КНБК устанавливать спиральные четырехлопастные центраторы располагая первый над долотом второй – между УБТ и бурильными трубами. При этом диаметр центратора должен не менее в 1 35-1 45 раза превышать ширину желобной выработки. При применении в компоновке УБТ разных диаметров следует между ними также устанавливать лопастной центратор. 2.6.Прихваты вследствие сальникообразования. 2.6.1.Прихваты вследствие сальникообразования возникают в основном при разбуривании глинистых и меловых отложений а также хорошо проницаемых пород на которых формируется толстая фильтрационная корка. В таких условиях образованию сальников способствует загрязненность ствола скважины вырубленной породой вследствие недостаточной промывки и плохой очистки раствора слипание частиц породы и фильтрационных корок: длительное бурение в глинистых или меловых отложениях без отрыва долота от забоя ступенчатость ствола уширения каверны желобные выработки негерметичность бурильной колонны и др. Для предупреждения сальникообразования и связанных с этим прихватов следует: - обеспечивать промывку скважины при производительности насосов рекомендованных п.2.1.3.; - поддерживать содержание смазывающих добавок в пределах рекомендованных п.2.2.5.; - проводить тщательную очистку бурового раствора от выбуренной породы на виброситах гидроциклонами и в отстойниках. Вязкость и СНС раствора поддерживать по возможности минимальными но не ниже указанных в ГТН и РТК ; - при бурении в глинистых и меловых отложениях применять по возможности равнопроходную по наружному диаметру КНБК без резких переходов обеспечивающую высокую до 2 5 м/с скорость восходящего потока бурового раствора в призабойной зоне за счет малых кольцевых зазоров; - перед каждым наращиванием не менее 2 раз прорабатывать ствол скважины на длину ведущей трубы; - при наращивании приподнимать бурильную колонну на длину свечи; - через каждые 100 м проходки но не более 3 ч механического бурения производить контрольный подъем бурильной колонны в башмак обсадной; - при наличии затяжек дальнейшее углубление прекратить и путем расхаживания с промывкой добиться ликвидации сальника; - подъем первых двух свечей производить на малой первой-второй скорости лебедки. 2.6.2.При появлении признаков нарушения герметичности бурильной колонны падение давления снижение температуры выходящего бурового раствора следует приподнять долото от забоя не менее 5 м проверить работу насосов. Если насосы исправны то необходимо поднять бурильную колонну с проверкой визуальным осмотром и последующей опрессовкой. 2.6.3.При спуске долота сальник может образоваться в результате сдирания фильтрационной корки со стенок скважины. Поэтому рекомендуется призабойную зону 15-20 м проработать со скоростью 1 м/мин при интенсивной промывке обкатать долото в течение 30-40 минут постепенно увеличивая нагрузку на долото до заданной. В случае применения долот типа ГНУ и ГАУ проработку и обкатку не производить а ограничиться интенсивной промывкой призабойной зоны в интервале 10-15 м в течение 15-20 минут. 2.6.4.При появлении признаков образования сальника в процессе бурения следует: - прекратить углубление скважины многократно проработать призабойный интервал с частыми отрывами от забоя; - проверить качество раствора и при необходимости обработать его; - после исчезновения признаков сальника временно снизить нагрузку на долото и участить отрывы от забоя. 2.6.5.Перед подъемом бурильной колонны в условиях сальникообразования скважину следует промыть не менее 1 цикла с проверкой качества и обработкой при необходимости бурового раствора. 2.6.6.При возникновении затяжек при подъеме бурильной колонны следует остановить подъем осторожно восстановить циркуляцию постепенно увеличивания расход до ранее применявшегося и проработать места затяжек до их ликвидации. При проработке следует не допускать затяжек и резких повышений давления нагнетательной линии. 2.6.7.В случае возникновения поршневания следует прекратить подъем и действовать согласно п.2.6.6. При необходимости подъема с поршневанием осуществлять его следует на первой скорости не допуская затяжек более 100 кН 10тс с обязательным доливом скважины через бурильные трубы. 2.6.8.При затягивании бурильной колонны в сальник запрещается освобождать ее натяжением сверх собственного веса. В таких случаях бурильщику следует: - разгрузить колонну бурильных труб на вес УБТ а при бурении под кондуктор – на полный вес; - восстановить циркуляцию при работе насоса одним клапаном с постепенным увеличением производительности до нормальной; - провернуть бурильную колонну ротором на допустимое число оборотов таблица 2.2. при разгрузке на 30-40 кН 3-4 тс ниже собственного веса повторяя эти действия 4-5 раз; при освобождении колонны или при получении ограниченного свободного хода ее приступить к разрушению сальника вращением с интенсивной промывкой. Таблица 2.2. Допустимое число оборотов на каждые 1000м свободной части бурильных труб при коэффициенте запаса прочности равном 1 5 Наружный диаметр труб мм Группа прочности Д К Е И Трубы стальные с навернутыми замками 140 3 4 4 5 4 9 5 8 127 3 8 4 0 4 4 5 2 114 4 3 5 5 6 1 7 3 89 5 5 6 2 7 9 9 3 73 6 6 8 6 9 5 11 3 Трубы ТБП 146 3 0 Трубы ТБПВ 127 3 8 2.7. Прихваты колонн вследствие нарушения устойчивости стенок скважин 2.7.1. Для предупреждения прихваток вследствие осыпей обвалообразования пластического течения рекомендуется: - при бурении скважин в неустойчивых отложениях применять буровые растворы нейтральные к проходимым породам или сказывающие крепящие действия; - перед вскрытием хемогенных отложений буровой раствор засолонить до полного насыщения NaCl; - не допускать организационных простоев сокращать до минимума время пребывания ствола в необсаженном состоянии; - не допускать колебаний гидростатического и гидродинамического давлений в скважине для чего поддерживать вязкость и СНС в пределах указанных в ГТН. Повышение или понижение плотности бурого раствора в случае необходимости производить поэтапно через 0 03 – 0 05 г/см3 . 2.7.2. Спуско-подъемные операции в интервалах залегания неустойчивых пород следует производить с ограничением скорости: спуск бурильной колоны - только с полностью включенным гидротормозом а подъем – на малой первой-второй скорости лебедки с постоянным заполнением скважины буровым раствором с устья. 2.7.3. Для снижения продавочных давлений при глубинах скважин более 3000м следует производить промежуточные промывки в башмаке обсадной колоны а также в открытом стволе согласно проекту а в случае необходимости – по указанию технологической службы УБР . 2.7.4. Перед подъемом бурильной колоны следует промыть скважину не менее одного цикла при производительности насосов применявшейся при бурении или проработке. 2.7.5. В случае подъема с затяжками на значительном интервале запрещается спускать в скважину КНБК с турбобуром а также жесткие КНБК с калибраторами центраторами или УТБ диаметром большим чем применялись при подъеме. В этом случае следует проработать ствол скважины упрощенной КГБК по специальному плану разработанному технологической службой УБР. 2.7.6. Скорость проработки при осыпях и обвалах ствола скважина следует ограничить до 20 м/ч. При наличии затяжек следует приподнимать бурильную колону через 3-5 м углубления. С целью предупреждения уплотнений шлама рекомендуется подбирать положение при котором бурильная колона свободна и затем при вращении производить интенсивную промывку. Запрещается производить расхаживание бурильной колоны при повышении давления на насосах. Наращивание инструмента следует производить только при его свободном движении без промывки. 2.7.7. Если после проработки осыпи не прекратились то по согласованию с руководством УБР следует утяжелить буровой раствор поэтапно через 0 03-0 05 г/см3 во избежание поглощений гидроразрыва пород или выпадения утяжелителей. Если при подъеме бурильной колоны допущена затяжка 80-100 кН 8-10 тс сверх веса колоны то перед восстановлением циркуляции следует спустить бурильную колонну на 30-35 м ниже места затяжки и восстановить циркуляцию при минимальной производительности с постепенным увеличением до нормальной промыть скважину и после этого продолжить подъем. Если при подъеме затяжка не исчезает то дальнейшие работы следует производить под руководством начальника буровой или инженера по сложным работам. 2.7.8. При вскрытии хемогенных пород склонных к интенсивному пластическому течению следует поддерживать противодавление на пласты увеличивая плотность бурового раствора по мере углубления скважины. Темп увеличений плотности раствора рекомендуется определять из свойств солевых пород и температуры используя следующие зависимости: рр/рп -2802 / Н для температуры 75оС рр/рп -2590 / Н для температуры 100оС рр/рп -2493 / Н для температуры 125оС рр/рп -2156 / Н для температуры 150оС При наличии в соли глинистых пропластков расчетную плотность бурового раствора следует увеличить на 10-15%. Во всех случаях увеличить плотность бурового раствора в скважине следует поэтапно через 50 кг/м3 0 05 г/см3 . 2.7.9. Во избежания заклинивания долота при пластическом течении солей следует периодически поднимать его выше кровли первого неустойчивого пласта или до башмака колонны и тщательно прорабатывать интервалы затяжек и посадок долота. Периодичность подъема шаблонирования ствола устанавливается технологической службой УБР. 2.7.10. При непрекращающихся сужениях ствола скважины выпучивания пород следует производить работы по специальному плану. 2.7.11. При бурении хемогенных отложений включающих пласты хлормагниевых солей помимо утяжеления бурового раствора следует осуществлять регулирование скорости сужения ствола скважины и конфигурации его каверн путем обработки известью по следующей технологии: - перед вскрытием пласта хлормагниевых солей произвестковать буровой раствор вводом 2-2 5% извести для регулирования содержаний ионов магния в растворе; - концентрация ионов магния в фильтрате бурового раствора не должна превышать 4-6%; - ежесуточно производить контроль содержания ионов магния в фильтрате бурового раствора. При увеличении концентрации ионов магния более 6% обрабатывать буровой раствор известью 1-1 5% ; - водоотдачу бурового раствора поддерживать в пределах 2-4 см3/30 мин; - систематически через 150-200 м проходки но не реже 2 раза в месяц производить контроль геометрии ствола и скорости течении пород в калийно-хлормагниевых солей по данным кавернометрии и профилеметрии. 2.8. Прихваты вследствие заклинания бурильной колонны посторонними предметами 2.8.1. Для предупреждения попадания в скважины посторонних предметов и связанных с этим прихватов необходимо: - после подъема бурильной колонны устье скважины закрыть приспособлением для отвинчивания и завинчивания долот; - не допускать производства работ над ротором при незакрытом устье скважины; - при СПО обязательно использовать резиновые манжеты- обтиратели труб предупреждающие попадание посторонних предметов в скважину. 2.8.2. Вкладыши в ротор а также квадратные и другие клинья должны иметь исправные запорные устройства и находиться в замкнутом состоянии. Работать при неисправных устройствах запрещается. 2.8.3. Сухари вкладыши и другие детали машинных механизированных ключей и пневмоклиньев ротора должны быть закреплены и зашплинтованы согласно правилам. 2.8.4. Устья скважины рекомендуется оборудовать устройством предотвращающим попадание в нее посторонних предметов конструкции УкрНИГРИ . 2.9. Прихваты из-за оседания шлама и утяжелителя. 2.9.1. Для предупреждения прихватов из-за оседания шлама утяжелителя цемента и т.тт. необходимо: - производить промывку скважины при производительности насосов указанных в ГТН или РТК; - обеспечивать постоянную работу средств очистки раствора; - в случае вынужденного прекращения циркуляции приподнимать бурильную колонну от забоя на высоту 15-20 м и поддерживать ее в постоянном движении; 2.9.2. при разбуривании цементных стаканов и мостов обрабатывать буровой раствор реагентами предотвращающими его коагуляцию. Запрещается разбуривание цементных стаканов и мостов при промывке водой. 2.9.3. При обнаружении в стволе скважины пробок из шлама или осевшего утяжелителя следует повысить структурно-механические свойства растворов. При этом допуск долота до забоя производить с проработкой интервала пробкообразования при интенсивной промывке скважины. 2.9.4. При возникновении прихвата вызванного оседанием шлама утяжелителя бурильщику следует: - восстановить циркуляцию при работе насоса одним клапаном с постепенным увеличением производительности до нормальной; - расхаживать бурильную колонну натяжением 100-150 кН 10-15 тс сверх собственного веса при интенсивной промывке. 2.10. Прочие виды прихватов 2.10.1. При подготовке скважины к проведению геофизических исследований следует перед подъемом тщательно промыть скважину а при наличии сужений ствола затяжек или посадок – следует проработать скважину по специальному плану параметры раствора довести до требований ГТН. 2.10.2. Перед проведением геодезических работ следует детально ознакомить геодезический отряд с конструкцией скважины осложнениями ствола и другими особенностями желоба каверны уступи и пр. 2.10.3.Производить геодезические работы в скважине следует только на подъемниках оснащенных динамометрами. 2.10.4. Перед началом работы пластоиспытателем следует производить дополнительную обработку бурового раствора для снижения водоотдачи до минимальных значений по ГТН а также ввести смазывающие добавки нефть графит СКЖ и др. 2.10.5. Спуск пластоиспытателя в скважину следует проводить с таким расчетом чтобы стояние на притоке приводилось на дневное время. 3.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ОБСАДНЫМИ КОЛЛОНАМИ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН 3.1. Подготовка наземного оборудования и буровой установки 3.1.1. Перед спуском колонны в скважину проверить : состояние фундамента оснований вышки бурового оборудования контрольно-измерительных приборов исправность осветительной сети. 3.1.2. Буровую вышку осмотреть отцентрировать ее относительно устья скважины проверить и обеспечить горизонтальность ствола ротора. 3.1.3. Проверить буровую лебедку тормозную систему приводы двигатели кронблок крюко-блок и буровые насосы. 3.1.4. Проверить исправность превенторной установки. Заменить трубные плашки превентора под соответствующий размер обсадных труб или иметь на буровой бурильную трубу под установленные плашки превентора которая должна быть с обратным клапаном и проводником для соединения с обсадной колонной. 3.1.5. Выявленные при осмотре дефекты и неисправности устранить до начала спуска обсадной колонны и составить акт о готовности оборудования к работе по креплению скважин. 3.2. Подготовка и транспортировка обсадных труб. 3.2.1. Подготовка обсадных труб к спуску в скважину должна составлять на трубных базах где производиться гидравлическое испытание труб калибровка резьбы шаблонирование маркирование сортировка и замер длины. Опрессовку обсадных труб и буровой производить как исключение на специально оборудованной площадке. 3.2.2. Внутреннее давление гидроиспытания обсадных труб на поверхности должно на 5% превышать избыточное давление действующее на трубы колонны при их испытании на герметичность в скважине. В стационарных условия на трубных базарах рекомендуется проводить гидроиспытания обсадных труб на давление допускаемое данного типоразмера труб. Во всех случаях давление гидроиспытания труб на поверхности не должно быть ниже величины указанных в «Инструкции» 20 п.7.2. . 3.2.3. Прямолинейность обсадных труб проверяется визуально. Стрела прогиба в средней части не должна превышать 1/2000 части длины трубы. Искривление концевых участков равных 1/3 длины трубы должно быть не более 1 3 мм на 1 п.м. 3.2.4. Конусность резьбы следует проверять гладкими калибрами и пластинчатыми щупами. Допустимые отклонения от номинальных размеров резьбы по конусности не должны превышать: для ниппеля: +0 86; - 0 22 для муфты : + 0 22; - 0 36 3.2.5. Внутренние диаметры труб по всей длине проверить жесткими шаблонами размеры которых приведены в таблице 3.1. Таблща 3.1. Основные размеры шаблонов Условные диаметры труб мм Длина шаблона мм Диаметр шаблона мм 1 14 - 219 150 Д -3 245 - 340 300 Д -4 407 - 507 300 Д - 5 Д- номинальный внутренний диаметр обсадной трубы мм 3.2.6. Труби не удовлетворяющие требованиям п. 3.2.2-3.2.5 следует отбраковывать на их наружной поверхности яркой краской делать надпись "Брак" и отделить от годных. 3.2.7. На подготовленные к отправке на буровую трубы необходимо составить акт и комплектовочную ведомость в соответствии с инструкцией 24 приложение 3 . З.2.8. Доставку труб на буровую производить на специальных транспортных средствах. Все резьбы обсадных труб должны иметь предохранительные колыша и ниппеля. Запрещается обсасывать обсадные трубы и перетаскивать волоком. 3.2.9. На каждые 1000 м обсадной колонны необходимо доставлять не менее 50 м запасных труб той же группы; прочности и толщины стенки. 3.2.10. На буровых все обсадные трубы необходимо подготовить к наружному осмотру примерить и препарировать. На наружной поверхности не должно быть вмятин раковин трещин глубоких рисок и других повреждений. Резьбы муфт труб и концы труб под сварку должны быть гладкими без заусенец и других дефектов. 3.2.11. Подготовленные для спуска обсадные трубы должны быть замерены пронумерованы краской и уложены на стеллажи в штабель в порядке с очередности их спуска в скважину. Порядковый номер трубы и длину нанести светлой краской на ее предохранительные части. 3.2.12. Пpи укладке труб необходимо резьбы очисть промыть а на ниппельные концы навернуть предохранительные кольца. 3.2.13. Обсадные трубы предназначенные для спуска в скважину должна иметь заводской сертификат. 3.2.14. Сведения о готовности к спуску в скважину труб занести в учетную ведомость по фopмe: Номер трубы по порядку спуска Условный диаметр Трубы мм Груnnа прочности стали Толщина стенки трубы мм Длина трубы м Нарастающая длина колонны Номер трубы по ведомости трубной базы Примечание I 2 3 4 5 6 7 8 3.3. Подготовка технологической оснастки обсадных колонн 3.3.1. До рычала спуска обсадной колонны необходимо подготовить ее технологическую оснастку: башмак обратные клапаны центраторы устройство для ступенчатого монтирования подвеску потайной колонны хвостовика . Устройство для цементирования разобрать проварить калибрами соответствии резьбы и убедиться в его исправности. Величину усилий среза стопорных болтов устройства указать в плане работ. 3.3.2. Обратные клапаны необходимо опрессовать водой на давление превышающее рабочее в 1 5 разами и составить акты. Для колонны диаметром от 114 до 426 мм рекомендуется принанять дроссельные обратные клапаны типа ЦКОД. На скважинах где отсутствуют поглощения следует применять обратные клапаны тарельчатого типа со свободным ходом тарелки не менее 30 мм. 3.3.3. На обсадных трубах диаметром 140 146 и 168 мм рекомендуется устанавливать для завихрения восходящего потока тампонажногo paствора турбулизаторы типа ЦТ /21/. Размещать их следует против границ зон уширения ствола скважины. 3.3.4. Для труб диаметром 127 140 146 168 178 мм следует применять разьемно-разборную конструкцию Центраторов с прижимными арочными планками типа ЦЦ /21/ С помощью измерительного инструмента или шаблонов проверить соответствие их размеров диаметру скважины и обсадных труб. 3.3.5. Устройство для ступенчатого цементирования необходимо испытать на герметичность водой избыточным давлением в соответствии и паспортной характеристикой. Рекомендуется применять муфты ступенчатого цементирования конструкции Шебелинского и Крастищенского УРБ /21/. 3.3.6. Разъединители для потайных колонн и секций обсадных колонн перед отправкой да буровую спрессовать давление в 1 5 разa превышающем ожидаемое при креплении скважин. 3.3.7. Элеваторы клиновые захваты спайдеры машинные ключи и т.п. должно соответствовать размеру и весу обсадных колонн и не иметь повреждений. Перед спуском обсадных колонн спуско - подъемное оборудование и инструмент должны быть проверены дефектоскопией. 3.3.8. Бурильная колонна для спуска секций обсадных колонн или потайных колонн должна быть скомпонована согласно расчету данному плане работ. Бурильные трубы должны быть опрессованы прошаблонированы проверены дефектоскопией и наружным осмотром собраны в свечи пронумерованы свечи промерены и установлены за палец буровой в порядке спуска в скважину. 3.3.9. Перед спуском секции колонны следует зафиксировать по. ГИВ-6 вес допускных бурильных труб в скважине для свободного отвинчивания их после цементирования. 3.3.10. Максимальная величина давления опрессовки бурильных труб должна в 1 5 раза превышать возможное наибольшее давление при цементировании скважины но не более допустимого для данною типо размера труб. 3.4. Подготовка ствола скважины 3.4.1. Подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонии спуск ее и цементирование производить по индивидуальному плану составленному в соответствии с проектом на бурение скважины и с учетом фактического состояния ствола. К плану работ должны быть приложены: расчет колонны на прочность схема ее компоновки и оборудования схема расстановки и обвязки цементировочной техники и коммуникаций анализ цемента акт опрессовки обсадных труб расчет цементирования 3.4.2. В процессе последнего долбления необходимо провести контрольный замер длины бурильных труб о помощью стальной рулетки. Одновременно необходимо привести параметры бурового раствора в скважине в соответствие с требованиями ГТВ а утвержденным планом работ на крепление скважины ввести смазывающие добавки 3.4.3. После окончания бурения произвести необходимый коллеге геофизических исследований по результатам которых уточнить зону установки башмака обсадной колонны интервалы проработай и объем ствола места установки на обсадной колонне элементов оснастки 3.4.4. При калибровке ствола применять компоновку низа бурильной колонны жесткость которой соответствуют жесткости обсадной колонны или превышает ее. 3.4.5. Жесткость опускаемой КНЕК увеличивать поэтапно но не более чем в 1 2 раза по сравнению с предыдущей. 3.4.6. Режим промывки должен соответствовать режиму при бурении скважины. При достижении забоя скважину промыть до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров раствора по всему отводу во не менее двух циклов. 3.4.7. Для предупреждения осложнений во время подготовки ствола необходимо: - параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с требованиями ГТН и плана работ на крепление скважин; - при проработке осуществлять непрерывно подачу долота не допускать перегрузок и заклинки КНБК а также длительной работы на одном месте во избежание забуривания второго ствола. 3.5. Спуск обсадных колонн 3.5.1. Спуск обсадной колонны можно начать после проверки главным инженером бурового предприятия или начальником ЦИТС готовности буровой и ствола скважины к пуску. Руководство пуском осуществляет представитель буровой организации специально назначенный в «Плане работ». 3.5.2. Обсадные колонны следует спускать на скайдерах или ПКРО. Муфты нижних 5 труб промежуточных колонн обварить прерывистым швом или электрозаклепками . 3.5.3. Расчет обсадных колонн на прочность производиться по инструкции 19 . 3.5.4. Обсадные трубы перед подачей в буровую и свинчиванием необходимо шаблонировать жестким шаблоном. Ответственным за шаблонирование назначается лицо из числа помощников бурильщика. 3.5.5. Резьбы обсадных труб перед навинчиванием необходимо покрывать герметизирующей смазкой. Посадку ниппеля в муфту производить осторожно во избежание повреждения резьбы. Тип смазки подбирать с учетом температуры в скважине. 3.5.6. Свинчивание резьбовых соединений рекомендуется производить гидравлическими или пневматическими ключами оборудованными моментомерами. Рекомендуется крутящие моменты при свинчивании приведены в таблицах 3.2 3.3 3.4. Таблица 3.2 Рекомендуемые крутящие моменты при свинчмвания обсадных труб ГОСТ 632-60 Номинальный наружный диаметр обсадных труб мм Крутящий момент оптимальный минимальный максимальный кН.м кгс.м кН.м кгс.м кН.м кгс.м I 2 3 4 5 6 7 114 1 6 170 1.4 140 2 1 220 127 - 3 2 330 140 3 6 370 2.7 280 4 4 450 146 4 0 410 3 0 315 4 7 450 168 4 3 440 3 2 330 6 4 650 178 5 2 630 3 8 390 7 7 790 194 5 S 530 3 8 390 7 7 790 214 5 6 570 4 2 430 8 2 810 245 6 4 650 4 7 430 9 5 970 273 6 6 680 5 0 510 9 9 1010 290 18 1 1850 17 6 J800 19 6 2000 324 19 8 2020 19 6 2000 20 6 2100 340 29 8 2130 20 6 2100 21 5 2200 426 24 6 2510 23 5 2400 25 5 2600 Таблица 3.3. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании обсадных тpyб выпускаемых по стандарту АКТ Условный диаметр труб т Крутящий момент Оптимальный Минимальный Максимальный кН.м кгс.м кН.м кгс.м кН.м кгс.м 1 2 3 4 5 6 7 114 2 6 270 1 4 140 2 1 220 127 - - - 140 3 6 370 2 7 280 5 4 550 146 - - - - 168 4 3 440 3 2 330 6 4 650 178 5 2 530 3 8 390 7 7 790 194 5 2 530 3 8 390 7 7 790 219 5 6 570 4 2 430 8 2 840 245 6 4 650 4 7 480 9 5 970 273 6 6 680 5 0 510 9 9 1010 3.5.7.Подлежат отбраковке трубы если: - при свинчивании вручную остается долее 6 витков или резьба ниппеля заходит в муфту на всю высоту; - при докреплении резьбового соединения достигнут максимальный крутящий момент но резьба не зашла в муфту более чем на 3 витка; - при свинчивании наблюдается отклонение верхнего конца трубы от вертикального положения свидетельствующее о несоответствии резьбы; - при свинчивании наблюдается сильный нагрев и скрип. 3.5.8. При спуске обсадной колонны необходимо производить промежуточные промывки скважины частота которых определяется в плане работ на спуск колонны. 3.5.9. Во избежание сжатия обсадных колонн гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора необходимо: - спуск колонны производить плавно со скоростью не более 0 5 м/с без резкого ускорения в начале и резкого торможения в конце спуска очередной трубы а в интервалах залегания пород склонных к поглощениям скорость спуска колонн уменьшается до 0 3- 0 4 м/с. - Долив спускаемой обсадной бурильной колонны производить НА или буровым насосом при минимальной производительности в соответствии с планом работ; - Чтобы вес обсадных колонн при спуске на клиновых захватах 300 400 км не превышал допустимых. 3.5.10. При спуске обсадных колонн необходимо постоянно наблюдать за характером вытеснения бурового раствора из скважин. В случае поглощения и снижения уровня бурового раствора в затрубном пространстве скважины необходимо заполнить его раствором и восстановить циркуляцию. 3.5.11. Для предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе ее долив промывок и других операций колонну необходимо держать подвешенной и периодически расхаживать в интервале 3-4 метров. 3.5.12. После спуска обсадной колонны скважину необходимо промыть до выравнивания параметров бурового раствора но не менее одного цикла. 3.5.13. Спущенную обсадную колонну подвесить на талево системе для обеспечения возможности ее расхаживания или перемещения при изменении растягивающих усилий при цементировании и в период ОЗЦ. Разгрузка колонны на забой даже частичная запрещается. 3.5.14. При спуске нижней секции или потайной колонны с левым переводником запрещается вращать колонную бурильных труб. Ротор должен быть застопорен. 3.5.15. В случае спуска обсадной колонны секциями необходимо во время ОЗЦ спустить на бурильных трубах стыковочный патрубок конус и проверить герметичность сочленения секций. При установки «головы» места сочленения секций в открытом стволе следует предварительно произвести шаблонирование ствола последней КНБК применявшейся при подготовке ствола скважин. Таблица 3.4. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании обсадных труб повышенной прочности Обсад-ные трубы Крутя-щий момент Номинальный наружный диаметр обсадных труб мм 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м кН.м кГс.м ОТТМ 1 Минима льный 3 1 320 3 3 340 3 6 370 4 2 430 4 2 430 4 3 440 4 8 490 5 2 530 5 5 560 5 7 580 Максима льный 4 6 470 4 7 480 5 8 600 6 0 610 6 5 660 6 8 700 8 2 840 8 3 850 10 0 1020 11 2 1140 ОТТГ 1 Минима льный 3 8 390 3 9 400 5 7 530 6 0 600 6 7 690 6 8 700 7 3 750 9 7 990 11 2 1140 12 3 1260 Максима льный 5 1 520 5 3 540 7 8 800 8 0 820 10 5 1070 10 8 1100 11 3 1150 15 7 1600 21 5 2190 22 1 2280 ОГ1М Оптима льный 2 9 300 3 4 350 3 9 400 3 9 400 4 5 450 4 4 450 5 4 550 6 3 650 7 3 750 8 3 850 3.6. Цементирование обсадных колонн 3.6.1. Тампонажный цемент применяемый для цементирования обсадных колонн необходимо выбирать для конкретных геолого-технических условий каждой скважины в соответствии с действующими ГОСТ 1581-85 ТУ ВТУ на цементы тампонтажные и материалы. Для обеспечения наиболее полного замещения в затрубном пространстве бурового раствора не менее чем на 0 2-0 3 г/см3. 3.6.2. Количество тампонажного материала необходимого для заполнения затрубного пространства определяют по данным кавернометрии и профилеметрии. 3.6.3. Подбор рецептур тампонажного раствора необходимо производить за 5 суток до цементирования. При истечении 10 суток со дня подбора рецептуры тампонажный цемент необходимо подвергнуть повторной контрольной проверке. 3.6.4. Подбор рецептур для эксплуатации скважин должен осуществляться лабораторией тампонажной конторы или УБР а для сверхглубоких разведочных скважин – дополнительно контролируется в лабораториях УБР и НИИ. При этом в обязательном порядке обращать внимание на совместимость тампонажного раствора с буферной жидкостью и буровым раствором. 3.6.5. При подборе рецептуре рекомендуется руководствоваться следующими факторами: - гидростатическое давление в скважине не должно быть выше 85-90% величины давления гидроразрыва пород. В случае когда выполнение этого условия затруднено допускается использование тампонажного и бурового раствора одинаковой плотности но разделяемых буферной жидкостью вязкость которой выше вязкости бурового раствора; - при наличии в интервале цементирования солевых отложений рекомендуется затворение цемента производить на насыщенном солью растворе плотностью не менее 1 18 г/см3; - если солевые осложнения представлены солями магния то применять устойчивые к магнезиальной агрессии цемента ШИЦС-120 200 УШЦ-120 и др. затворенные концентрированных растворах солей магния или магния; - для повышенной седиментационной устойчивости тампонажного раствора применять реагенты – загустители КМЦ . фильтроперлит и др. ; - для повышения адгезии минерализовать тампонажный раствор солью кальцинированной содой; - для замедления сроков схватывания применять реагенты – замедлители НТФК ДВК СВК КМЦ КССБ крахмал декстрин и др. ; - в качестве ускорителя применять хлористый кальций и др.; - для снижения водоотдачи тампонтажных растворов и газопроницаемости цементного камня использовать пластификаторы цемента с одновременным уменьшением водоцементного отношения ССБ КССБ ФХЛС . 3.6.6. Строки загустевания тампонажного раствора следует подбирать при забойных динамических условиях с использованием коноиотометров по методике ВНИИКрнефть. Время загустевания должна 25% превышать время необходимое для проведения цементирования. 3.6.7. Доставку тамонтажных материалов на буровую необходимо осуществлять специальными транспортными средствами. Тампонажные материалы которые хранятся в бункерах цементносмесительных машин более 2 суток подлежат перебункеровке перед цементированием непосредственно на буровой. 3.6.8. К моменту окончания срока обсадной колонны все ЦА СМН блок манифольдов и СКЦ должны быть подготовлены к работе. 3.6.9. Перед цементированием произвести гидроопрессовку обвязки на давление в 1 5 раза превышающее рабочее. 3.6.10. Цементирование обсадных колонн осуществлять ответственным представителем тампонажной конторы по плану бурового предприятия. Руководство цементированием осуществляется начальником ЦИТС а в особо ответственных случаях главным инженером УБР. 3.6.11.Для предупреждения осложнений при цементировании колонны необходимо: - если позволяют геолого-технические условия спуск обсадных колонн производить одной секцией с цементированием их в одну ступень; - цементирование обсадных колонн производить только с разделительными пробками усовершенствованных конструкций; - применять цементировочные головки позволяющие осуществлять установку и спуск разделительной пробки без прекращения циркуляций; - запас воды на буровой должен быть на 25% больше требуемого количества ее для затворения цементного раствора; - последние 1-1 5 м3 продавочной жидкости следует закачивать одним-двумя агрегатами на пониженной скорости до начала резкого повышения давления в момент посадки пробки на упорное кольцо; - при наличии в интервале цементирования обсадных колонн осуществляется с помощью станции контроля цементирования СКЦ . 3.6.13. Параллельно с работой СКЦ в процессе цементирования необходимо: - при приготовлении и закачке в скважину тампонажного раствора производить замеры его плотности ареометром с отбором проб из всех бачков и осреднительной емкости исключения отклонения от заданной плотности; - контролировать давление подачи тампонажного раствора и обсадную колонну по манометрам на ЦА и блок- манифольда; - вести подсчет объема закачиваемой в скважину продавочной жидкости по емкости ЦА; - визуально контролировать характер циркуляции и в случае возникновения поглощения в скважине корректировать режим работы ЦА. 3.6.14. Для разделения потоков тампонажного и бурового растворов во избежание коагуляции и преждевременного загустевания необходимо применять буферные жидкости и разделители потоков. Объем буферной жидкости рассчитать из условия недопущения газонефтеводопроявления при снижении суммарного давления на пласт столба буферной жидкости бурового и цементного растворов 24 . 3.6.15. Смыв тампонажного раствора над «головой» потайной колонны или над заливочной муфтой необходимо производить цементировочным и агрегатами до полного выноса тампонажного раствора из скважины но не менее одного цикла после чего переходить на периодическую промывку скважины буровыми насосами на весь период ОЗЦ. 3.6.16. После окончания цементирования верхних секций колонны спускаемых в одну секцию рекомендуется снизить давление на цементировочной головке до нуля и оставить колонну на ОЗЦ. В случае наличия перетока из-за не герметичности обратного клапана в колонне следует вновь закрыть краны на цементировочной головке оставить колонну на ОЗЦ не допуская в ней давления выше конечного при цементировании. 3.6.17. Кондуктор обсадные колонны на которых будет установлен противовыбросовое оборудование необходимо подвергать испытанию на герметичность в соответствии с требованиями инструкции 20 . 3.6.18. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки внутреннее давление создаваемое на трубы колонны должно не менее чем на 10% превышать максимально рабочее внутреннее рабочее давление которое может возникнуть при бурении опробовании эксплуатации при ремонте скважины. 3.6.19. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости не должна быть: - выше плотности раствора заполнявшего скважину при ее цементировании; - ниже значения при котором ее гидростатическое давление заполненной до устья скважине вызывает избыточное наружное давление на колонну выше величин предельно допустимых на смятие. 3.6.20. В случае возникновения газопроявления в процессе цементирования обсадных колонн при закачке продавке цементного раствора следует продолжить цементирование при закрытом превенторе создавая максимально допустимое избыточное давление в межколонном пространстве. 4.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ДОЛОТАМИ 4.1. Все долота поступившие в буровое предприятие должны быть тщательно осмотрены проверены шаблонами приборами КП-2 и в дальнейшем храниться на специальной площадке под навесом. 4.2. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую необходимо завести гамму долот из расчета не менее месячной потребности. 4.3. Буровой мастер при поступлении долот на буровую должен дополнительно их осмотреть прошаблонировать записать в буровой журнал шифр размер номер. 4.4. Для эффективной обработки долот и предотвращения их поломок бурильщику мастеру необходимо: - правильно в соответствии с ГТК РТК выбирать тип долота который должен соответствовать механическим свойствам разбуриваемых пород и рекомендованному режиму бурения. При выборе долота следует учитывать результаты отработки и состояния предыдущего долота; - обеспечить правильное хранение на буровой их транспортировку подготовку к спуску спуск в скважину и отработку. 4.5. Перед спуском в скважину долота с открытыми опорами следует проверить: -соответствие типоразмера долота предусмотренное ГТН и РТК для бурения в данном интервале; - фактический диаметр долота; - плавность вращения шарошек на осях; - отсутствие внешних дефектов элементов долота; - чистоту промывочных каналов; - надежность крепления насадок; - чистоту присоединительной резьбы долота и переводчика. Перед навинчиванием присоединительную резьбу очистить и смазать графитовой смазкой. 4.6. Шарошечные долота ГОСТ 20692-75 следует считать годными к работе если: - диаметр долота не входит за пределы отклонений указанных в таблице 4.1. Таблица 4.1. Номинальный диаметр долота мм Предельное отклонение мм 46-76 +0 6 93-349 2 +0 8 374 6-444 5 +1 6 469 9-508 +2 4 - максимальный люфт шарошек нового долота не превышает: осевой – 0 75мм радиальной – 0 25мм. 4.7. Перед пуском гидромониторных долот необходимо дополнительно проверить состояние насадок их размеры и надежность крепления. 4.8. Подготовка к работе и эксплуатация долот серии ГНУ и ГАУ должна осуществляться в строгом соответствии с требованиями инструкции 25 в частности: 4.8.1. При подготовке долот: - шарошки не должны вращаться от руки; - крышки узлов компенсаторов должны быть свободными от загрязнений; - компенсационные каналы в крышках должны быть свободными от загрязнений; - отверстия для заполнения смазки полости опор должны быть закрыты резьбовыми заглушками; - зазор между цапфой и шарошкой должен быть перекрыт уплотнительными элементами; - подтеки смазки из опор не допускаются. 4.8.2. Ствол скважины и забой до спуска долот необходимо подготовить с помощью КНБК включающих центраторы калибраторы и шламометаллоуловители. Долота должны быть спущены до забоя без проработок и вращения. 4.8.3. При эксплуатации долот с герметизированными опорами серий ГНУ и ГАУ наиболее ответственным моментом является начало их обкатки и обработки на забое которые следует производить в следующем порядке: -довести величину осевой нагрузки на долото до 80-120 кН 98-12тс в зависимости от типоразмера долота после чего начать промывку и провернуть бурильную колонну 10-15 раз; - приработку поверхности забоя скважины на глубину 0 3-0 5м и обкатку долота следует производить в течении 30-40 мин при нагрузке 8-12 тс и скорости вращения 30-40 об/мин с плавной подачей бурильной колонны. После завершения приработки забоя и обкатки долота следует осуществлять выход на рабочий согласно требованиям РТК или ГТН режим бурения путем плавного и равномерного увеличения нагрузки и выхода на заданную частоту вращения долота. 4.8.4. В процессе бурения долотами ГНУ и ГАУ недопустимы неравномерное вращение и подачи долота толчки удары повышенный уровень вибрации приводящие к разрушению твердосплавных зубков и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. 4.9. Шарошенные долота не удовлетворяющие требованиям изложенным в п.п.4.5-4.8 спускать в скважину запрещается. 4.10. Заваривать или заделывать обнаруженные на долотах дефекты запрещается. 4.11. Навинчивание подготовленного долота должно производиться с помощью машинного ключа и специального приспособления доски вставленного в ротор без рывков и ударов. 4.12 После закрепления долота необходимо повторно проверить состояние сварных швов характер вращения шарошек схождений торцов переводника и долота. 4.13. Перед спуском долота в скважину бурильщику необходимо убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов – индикатора веса манометров амперметров и манометров и манометра ротора а также знать: - интервал пробуренный предыдущим долотом; - интервалы уступов затяжек и посадок в стволе скважины; - глубину головы потайной колонны или секций обсадной колонны; - скорость спуска и подъема долота в перечисленных интервалах должна быть снижена до безопасных значений 0 3 – 0 5 м/с . 4.14. При спуске в скважину долота не допускать «посадок» его более чем на 30-50 кН 3-5 тс . При наличии посадок спуск бурильной колонны продолжать только после проработки места посадки при нагрузке на долото 10-30 кН 1-3тс . Для предупреждения заразки нового ствола не допускать длительной проработки на одном месте. 4.15. Спуск в скважину долота другого типа модели необходимо производить с предосторожностью а интервал пробуренный предыдущим ротором проработать: - при проходе на долото до 10 м – весь интервал; - при большей проходке – в зависимости от величины обработки предыдущего долота но не менее длины ведущей трубы. 4.16. Бурение скважины новым долотом серий ЦВ ГВ ГН бурильщик должен начинать с «приработки» на забое при турбинном бурении 3-5 мин при роторном – 15-30 мин постепенно увеличивая нагрузку с 2-3- тс 20-30кН до заданной. Для оптимальной и безаварийной отработки долот при роторном бурении рекомендуется использовать роторные моментомеры. 4.17. Нагрузка на долото не должна превышать паспортную. В процессе бурения отрыв долота от забоя производиться через 30 мин.При наличии затяжек время бурения без отрыва сокращать до 15 мин. При бурении с отбором керна отрыв долота от забоя производить через 2-4 часа в зависимости от крепости пород. 4.18. В процессе бурения необходимо тщательно следить за параметрами режима бурения изменением механической скорости характером вибрации бурильной колонны циркуляцией бурового раствора. Резкое уменьшение механической скорости в 1 5-2 раза в течении 15 мин рост торможения трубопровода при турбинном бурении и рост крутящего момента при роторном бурении свидетельствует о сработке долота или других дефектах что является сигналом к немедленному подъему его из скважины. 4.19. При подъеме долота в зоне «башмака» промежуточной обсадной колонны скорость подъема следует уменьшить. 4.20. раскрепление долота следует производить с помощью приспособления «доски» пневмораскрепителя и машинного ключа. Поднятое из скважины долото должно быть промыто осмотрено и замерено. Степень обработки долота должна быть записана по коду в вахтовом журнале. 4.21. Время и режим долота устанавливает начальник буровой или буровой мастер на основании РТК и ГТН с учетом фактических результатов отработки предыдущих долот. 4.22. При турбинном способе бурения в неустойчивых породах следует периодически через 15020 мин проворачивать бурильную колонну ротором. 4.23. Для предупреждения аварий с алмазными буровыми инструментами АБИ следует выполнять рекомендации изложенные в гл.2.3 п.п. 2.3.3.- 2.3.8. 5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ТУРБОБУРОМ 5.1.Транспортировать турбобуры на буровую необходимо на специально оборудованных автомашинах. Погрузку и разгрузку следует производить при помощи подъемных кранов или накатов при этом необходимо избегать ударов. Турбобуры диаметром не менее 195 мм необходимо транспортировать в обсадных трубах. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание ил при разгрузке запрещается. 5.2. На концевых резьбах турбобуров при транспортировке должны быть предохранительные пробки и колпаки. 5.3. На каждый турбобур доставленный на буровую необходимо иметь паспорт с обязательной отметкой в нем изменений произведенных при ремонте и величины регулировочных колец. На каждой секции должен быть указан номер а в паспорте – порядок навинчивания секций. 5.4. Новые турбобуры направлять на буровую только после ревизии их в турбинном цехе. 5.5. Сборку турбобура на буровой следует производить в присутствии бурового мастера. Соединение секций производить в порядке установленном заводом или турбинным цехом. 5.6. Во избежания промыва и разрушения резьбы крепление резьбовых соединений турбобура следует производить машинными ключами с замером величины крутящего момента. Рекомендуемые величины моментов приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1. Рекомендуемые моменты свинчивания резьбы турбобуров Диаметр турбобура мм величины моментов при свинчивании КН.м Кгс.м 240 27-35 2700-3500 195 21-27 2100-2700 172 14-17 1400-1700 5.7. Перед спуском турбобура в скважину необходимо проверить: - путем осмотра наличия внешних дефектов трещин вмятин - легкость запуска турбобура герметичность резьбовых соединений; - плавность остановки после отключения насоса если остановка не плавная то проводят принудительную обкатку его ротором в течении 10-15 мин после чего повторно проверяют плавность запуска; - истечение бурового раствора через ниппель турбобура потери раствора через ниппель должны составлять не более 10% от прокачиваемого объема . 5.8. Турбобур следует считать годным к работе при соблюдении следующих условий: - величина осевого лифта находится в пределах указанных в паспорте; - турбобур легко запускается при давлении 2-4 МПа 20-40 кг/см2 в зависимости от типа и расхода и плавно выключается при выключении насоса; - все резьбовые соединения герметичны при производительности насосов необходимой для работы турбобура на забое; - при пробном запуске в турбобуре нет посторонних шумов и его корпус не нагревается. 5.9. При расхаживании турбобура в скважине следует не допускать ударов долота о забой. Если в течении 30 мин турбобур не заводится то его необходимо поднять из скважины. 5.10. Перед пуском турбодолота в скважину необходимо проверить прочность закрепления резьбы грунтоноски и ее прямолинейность. Грунтоноска считается годной для работы при соблюдении следующих правил: - все резьбовые соединения прочно закреплены; - она свободно входит в вал и выходит из него; - головка грунтоноски безотказно захватывается шлипсом; - грунтоноска выступает из вала переводника в пределах 17-20 мм ±2 мм. 5.11. Во избежание захламления турбобура или долота необходимо: - при бурении или промывке под ведущей трубой устанавливать фильтр длиной 1 5 м с отверстиями диаметром 0 5см; - перед восстановлением и при прекращении циркуляции бурильную колонну поднять над забоем на 10-15м. 5.12. При сборке и разборке турбобуров следует замерить люфт каждой секции а при смене шпинделя – люфт секций в сборке и указывать их в буровом журнале. 5.13. При увеличении осевого люфта более величины регламентированной для данного типа турбобура пропусках в буровых соединениях ниппеля повышении пускового давления и других неполадок турбобур следует отправить на ремонт сделав в паспорте соответствующую запись. 5.14. При бурении шпиндельными турбобурами следует: - продолжительность каждого долбления определять с учетом работы турбобура; - ресурс работы шпинделя для первого долбления рекомендуется принимать 80 ч; - для последующих долблений ресурс работы шпинделя устанавливается технологической службой с учетом его сработанности при первом долблении. 5.15. При работе турбобура следует производить опрессовку корпуса секций на давление не превышающее рабочее а также замер корпуса износ которого не должен быть более 3 мм. Корпус и вал турбобура рекомендуется проверять дефектоскопом через 400-500 ч механического бурения. Все эти данные следует заносить в паспорт. 6. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ 6.1. Все электромеханические работы в скважине должны выполняться в соответствии с действующими инструкциями. 6.2. При выполнении геофизических работ на скважине должна находиться вахта буровой бригады и обязательно присутствие представителя геологической службы бурового предприятия. 6.3. Перед проведением геофизических работ необходимо освободить площадку у приемных мостков буровой для установки геофизических лабораторий. 6.4. Ствол скважины должен быть тщательно подготовлен для беспрепятственного прохождения геофизических приборов по всему стволу в течении времени необходимого для проведения требуемого комплекса геофизических работ и безопасного их проведения. При длительных работах или в осложненной скважине геофизических исследования и прострелочные работы следует проводить в несколько приемов с промежуточным шаблонирование ствола и промывкой. 6.5. Подготовку скважины для проведения специальных исследований определения места расположения металла притоков воды резистивиметром электротермометром с помощью изотопов и др. следует проводить по плану согласованному с геофизической партией. 6.6. Запрещается производство промыслово - геофизических работ в скважинах при неисправном буровом оборудовании или при газопроявлениях. Подготовленность буровой установки и скважины к проведению геофизических работ следует оформлять специальным актом который может вручаться начальнику геофизической партии отряда перед началом работ. 6.7. Для предотвращения нефтегазопроявлений во время геофизических работ скважина должна быть заполнена буровым раствором с параметрами согласно ГТН. Уровень раствора должен поддерживаться постоянным. 6.8. При производстве промыслово - геофизических исследований в скважине проведение буровой бригадой других работ ремонт бурового оборудования включения буровой лебедки перемещение по полу тяжести сварочные работы и т.п. может осуществляться только по согласию с начальником геофизической партии отряда . При проведении геофизических работ : - стол ротора до установки на него блок-баланса должен быть закрыт на защелку во избежание его поворота; - верхний ролик подвесного блок-баланса должен быть прочно укреплен на крюке талевого блока над устьем скважины а нижний – на специальном приспособлении к основанию буровой; - к устью скважины при помощи гибкого шланга должна быть подведена вода. 6.9. Геофизическое оборудование и аппаратура должны соответствовать условиям данной скважины по давлению температуре наличия притока минерализированных вод . Геофизическая партия должна иметь приспособления для рубки кабеля. 6.10. При содержании нефти в буровом растворе более 10% геофизические работы в скважине необходимо проводить нефтестойким кабелем. 6.11.Геофизические работы через бурильную колонну следует проводить по плану согласованному буровой и геофизической организациями. Для предупреждения прихвата бурильной колонны находящейся в открытом стволе ее следует подвешивать на талевой системе и периодически расхаживать. 6.13. Скорость спуска геофизических приборов в скважину при подходе к забою в зоне расположения «головы» потайной колонны или секций колонны не должна превышать 8-10 м/мин. 6.14. при возникновении затяжек геофизического прибора или кабеля работы прекратить прибор извлечь. Возобновить геофизических работ разрешается только после повторной подготовки ствола скважины. 6.15. В обсаженной части ствола скважины кабель не должен находиться более 2 минут. 6.16. При наличии в скважине резких искривлений ствола уступов нарушений обсадной колонны следует геофизические работы проводить через колонну бурильных труб с равнопроходным каналом. 6.17. Во время подъема кабеля скважину следует непрерывно заполнять буровым раствором. 6.18. При подходе приборов к башмаку обсадной колонны скорость подъема кабеля необходимо снизить до 8-10 м/мин. 6.19. При подъеме каротажного кабеля во избежание затягивания прибора на блок-баланс следует следить за установленными метками на кабеле. 6.20. Перед проведение прострелочных работ устье скважины необходимо оборудовать противовыбросовым оборудованием установленным на крестовине колонной головки и рассчитанным на максимальное ожидаемое давление. 6.21. работы по ликвидации аварий с прихваченными или оставленными геофизическими приборами и снарядами должны производиться по плану согласованному с геофизической организацией. В случае оставления в скважине источника нейтронов специальный план работ должен быть согласован также с организацией санитарного надзора. В процессе ликвидации аварий на буровой должен присутствовать представитель геофизической организации. 6.22. Начальник каждой геофизической партии должен иметь эскизы с размерами спускаемых в скважину аппаратов и схем крепления кабеля к снаряду. 6.23. В случае выхода из строя каротажной лебедки начальнику буровой буровому мастеру и начальнику партии следует принимать меры по расхаживанию кабеля с помощью талевой системы. 6.24. При обрыве каротажного кабеля по извлечению его необходимо проводить с учетом того что «голова» оторванного кабеля в колонне находится не ниже 30-50 м от места обрыва а в необсаженных скважинах – почти не уходит ниже места обрыва. 6.25. Запрещается пропускать ловильный инструмент ниже «головы» обрыва более чем на 50 м. Ловитель должен быть снабжена ограничителем. 6.26.Спуск кабеля для торпедирования бурильной или обсадной колонны после установки нефтяной ванны следует производить через сальниковую голову дубрикатор . 6.27. Наружный диаметр корпуса торпеды должен быть не более 0 65 диаметра минимального проходного сечения бурильной колонны. 6.28. Перед спуском торпеды бурильная колонна должна быть тщательно прошаблонирована диаметр шаблона должен быть больше диаметра снаряда торпеды на 10 мм. 6.29. При возникновении признаков перелива раствора из скважины электрометрические перфорационные работы следует немедленно прекратить кабель и приборы извлечь на поверхность и приступить к спуску бурильных или насосно-компрессорных труб с промежуточными промывками в зависимости от поведения скважины. 6.30. Если проявления развивается очень бурно при наличии в скважине кабеля то его необходимо оборвать и герметизировать устье скважины. 6.31. Перфорация колонны и другие геофизические работы должны проводиться преимущественно в дневное время суток. Выполнение этих работ с наступлением темноты разрешается производить только при достаточном освещении рабочих мест и опасных зон в соответствии с установленными нормами. 7. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПАДЕНИЯ В СКВАЖИНУ ПОСТОРОННИХ ПРЕДМЕТОВ И ПРОЧИХ АВАРИЙ 7.1.Предупреждение аварий связанных с неисправностями бурового оборудования 7.1.1. При приеме вахты бурильщик обязан тщательно осмотреть тормозную систему буровой лебедки талевую системы приспособление против затаскивания талевого блока под кронблок и т.п. 7.1.2. Все спуско-подъемное оборудование и инструмент должны иметь паспорт с указанием грузоподъемности. 7.1.3. Запрещается работать: - элеваторами при обработке опорного торца более чем на 2 мм без устройств против самопроизвольного открытия защелок при неожиданной посадке бурильной колонны на уступ если выступ защелки не утоплен на 1 5-2 мм в дверцу элеватора; - с тормозными колодцами имеющими толщину меньше 14 мм; - при толщине тормозных шкивов менее 15 мм; - при неисправном индикаторе веса; - клиновыми захватами ПКР с сухарями не соответствующими размеру бурильных труб. 7.1.4. Не следует допускать попадания нефтепродуктов промывочной жидкости и воды на тормозные шкивы. 7.1.5. При каждой СПО производить регулировку натяжения тормозных лент. 7.1.6. Запрещается оставлять тормозную систему без присмотра при наличии инструмента в скважине. 7.1.7. Запорное устройство фиксаторов не должно допускать случайного отклонения соединительной муфты гидротормоза. 7.1.8. При давлении в пневмосистеме ниже 0 5-0 6 МПа работы по спуску или подъему бурильной колонны запрещается. 7.1.9. Износ поверхности соприкосновения штропов с крюком и проушинами элеватора не должен превышать 5 мм. 7.1.10. Разница в длине пары штропов не должна превышать 6мм. 7.1.11. При работе на буровых установках снабженных шинопневматическими муфтами необходимо иметь аварийные болты. 7.1.12. Весь спуско – подъемный инструмент необходимо в соответствии с планом подвергать систематической проверке и дефектоскопии. 7.1.13. Эксплуатацию талевого каната необходимо производить в соответствии с ТУ. 7.2. Предупреждение падения посторонних предметов в скважину 7.2.1. Бурение и спуско-подъемные операции необходимо проводить при: - исправном спуско-подъемном инструменте элеваторы машинные ключи трубные клинья и т.п. ; - исправных стопорных устройствах челюстей ключа АКБ №М; - зашплинтованных пальцах съемных челюстей машинных ключей; - отцентрированном роторе по отношению устья скважины и застопоренных вкладышах ротора; - скрепленных роторных клиньях ведущей трубы; - исправном ручном инструменте. 7.2.2. Рекомендуется бурение и СПО проводить при установленном на устье скважины устройстве предупреждающем попадание посторонних предметов в скважину конструкции УкрНИГРИ и другие . 7.3. Предупреждение аварий при испытании скважин испытателями пластов в процессе бурения и после спуска обсадных колонн 7.3.1. Для каждой скважины подлежащей испытанию или опробованию в процессе бурения должен составляться утвержденный главным инженером и главным геологом треста объединения план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должно быть указано количество объектов испытания их геолого-геофизические характеристики интервалы и плотность перфорации тип перфоратора или тип испытателя конструкция КНБК и порядок распакеровки порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов конструкций скважины величины пластового давления и температуры допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне схемы оборудования лифта и устья данных об объемах и методах исследованиях. 7.3.2. На газовых газоконденсатных скважинах план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно производиться при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ. 7.3.3. Перед спуском в скважину испытателя пластов необходимо соблюдать следующие мероприятия: - иметь на буровой запас бурового раствора не менее объема скважины; - ствол скважины перед спуском испытателя должен быть тщательно подготовлен колонна обсадных труб прошаблонирована не обсаженный интервал проработан; - обвязка устья должна обеспечивать его герметизацию в случае нефтегазопроявления и ликвидацию проявления с помощью буровых насосов и цементировочных элементов; - все узлы испытателя тщательно проверить испытать на герметичность резьбовые соединения до крепить машинными ключами. 7.3.4. Запрещается пользоваться утяжеленными бурильные трубы в качестве «хвостика». 7.3.5. В случае применения длинного «хвостика» для предотвращения его прихвата следует соединять «хвостик» с остовом пакета при помощи специального пояса или переводника с левой замковой резьбой. 7.3.6. На буровой необходимо иметь запас труб длиной 6 и 9 м и патрубков длиной 2-3 м с переводниками для соединениями с колонной бурильных труб. 7.3.7. На устье скважины должны быть установлен превентор с плашками под трубы опускаемые с испытателем пластов. 7.3.8. Для предупреждения резких гидравлических ударов при распакеровке испытателя пластов колонна бурильных труб на которой его спускали заполняется на 300-400м водой и буровым раствором. 7.3.9. Трубы на которых спускается испытатель пластов в скважину должен иметь запас прочность на смятие не меньше 1 3. 7.3.10. При посадках бурильной колонны долее чем на 50 кН 5ст спуск испытателя пластов следует прекратить и начать подъем. 7.3.11. При снятии пакера необходимо наблюдать за уровнем бурового раствора обеспечивать долив его в скважину; при интенсивном понижении уровня необходимо приступить к подъему испытателя при этом скважину следует постоянно заполнять буровым раствором до устья. 7.3.12. Продолжительность нахождения инструмента в неподвижном состоянии на забое определяется интенсивность притока и устойчивостью стенок скважины. 7.3.13. Для предупреждения заклинивания испытателя пластов посторонними предметами спуск и подъем его необходимо вести при установленном на колонне бурильных труб обтирателе. 7.3.14. При негерметичности пакеровке испытателя бурильную колонну из скважины необходимо поднять и изменить место установки пакера. 7.3.15. При получении мощного притока газа или нефти необходимо своевременно снять пакер с места установки произвести разгрузку скважины через колонну труб не открывая циркуляционный клапан. Затем открыть циркуляционный клапан промыть скважину обратной циркуляцией и приступить к подъему испытателя. 7.3.16. Работы по вызову притока производить только под руководством ответственного лица из числа ИТР согласно утвержденному плану. 7.3.17. После работы испытателем пластов спуск долота в открытом стволе необходимо производить на пониженной скорости и с предосторожностями не допуская разгрузок бурильной колонны более 5 тс 59 1 кН . 7.3.18. При проведении работ по испытанию скважины после спуска обсадных колонн необходимо соблюдать следующие мероприятия: - не допускать опорожнения скважины при котором наружное снимающее давление превышает прочность обсадной колонны; - устье скважины оборудовать для проведения работ по освоению а также борьбе с возможными нафтегазопроявлениями. Обвязку устья и все манифольные линии опрессовать на давление в 1 5 раза превышающее ожидаемое; - насосно-компрессорные трубы перед доставкой на буровую опрессовать а также проверить дефектоскопией; - величина одностороннего износа муфт НКТ не должна превышать 1 5 мм для 48мм труб 2 мм – 600 мм труб 3- для труб диаметром свыше 60 мм; - при длительном использовании труб в скважине проводить профилактические опрессовки их на буровой через 1 5-2 месяца работы. Давление опрессовки определяется условиями работы и характеристикой труб. 7.3.19. Все работы по установке цементных мостов должны проводиться по индивидуальному плану в присутствии представителя технологической службы УБР. 7.3.20. Перед установкой цементного моста следует тщательно промыть скважину. 7.3.21. При небольшом объеме заканчиваемого цементного раствора 0 1-1 5м3 следует предварительно приготовить его в мернике агрегата или осредительной емкости для равномерного смешивания и уточнения объема затворенного цемента. 7.3.22. Запрещается проводить работы по установке цементных мостов в ночное время. 7.3.23. При ожидающемся длительном простое или консервации газовых скважин находящихся в испытании следует во избежание возникновения давления на устье установить цементный мост над зоной перфорации. 8.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ 8.1. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования должна производиться в соответствии с требованиями действующих правил инструкций и «Руководства по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях «Укргазпрома» 26 . 8.2. Все буровые бригады должны быть обучены теоретическим правилам и практическим действиям при возникновении и ликвидации газонефтеводопроявлений. Обязанности каждого члена вахты при выполнении этой работы должны быть указаны в аварийном расписании вывешенном в культбудке. Буровой мастер по утвержденному графику должен проводить учебные тревоги с каждой вахтой по данному плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в журнале по технике безопасности. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представителями военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации газовых фонтанов. 8.3. Бурильщики и их помощники обязаны знать условия проводки скважины и глубины залегания горизонтов при вскрытии которых возможны газонефтеводопроявлений или поглощений. 8.4. Для бурения скважины следует применять качественный буровой раствор обеспечивающий необходимое противодавление на пласты. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового раствора по замерам раствора освобожденного от газа от установленных проектом предельных величин больше чем на ± 20 кг/м3 0 02 г/см3 . Гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине необходимо определять по истинному значению его плотности определяемой по формуле pn = 100pr / 100 – v где pn – истинная плотность бурового раствора в скважине г/см3; pr – плотность газированного бурового раствора замеренная на устье скважины г/см3; v - объемная концентрация свободного газа и буровом растворе замеренная прибором БГ-1М УкрНИИгаза или другим способом %. 8.5. Вскрытие продуктивных газовых горизонтов и пластов с АВПД должно производиться после проверки и установления готовности буровой к проведению этой работы а именно: состояния ствола скважины и бурового оборудования состояния противовыбросового оборудования и его объязки наличия средств материалов по борьбе с газопроявлениями обученности буровой бригады правилам действий в условиях газопроявления. Проверка должна производиться комиссией УБР с участием представителя военизированной службы. Результаты проверки должны быть оформлены актом. 8.6. На буровых где ожидается вскрытие напорных пластов необходимо иметь шаровой кран два обратных клапана с устройством для их открытия под давлением опрессованных на допустимое внутреннее давление бурильной колонны и окрашенных в красный цвет. 8.7.Плашки превенторов установленных на устье скважины должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В случае применения колонны бурильных труб разных диаметров не более трех размеров плашки превенторов должны соответствовать диаметру верхней секции колонны бурильных труб. На мостках буровой необходимо иметь опрессованую стальную трубу по диаметру и прочности характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть снабжена обратным клапаном или шаровым краном находящимся в открытом положении и переводником под бурильную или обсадную колонну и окрашена в красный цвет. 8.8. На буровой необходимо иметь постоянных запас бурового раствора в количестве равном объему скважины таких же параметров как в скважине. Запасной буровой раствор следует периодически не реже одного раза в 7-10 дней перемешивать и контролировать его параметры. 8.9. На всех буровых должны устанавливаться емкости с устройством постоянного долива скважины при подъеме бурильной колонны. Запрещается производить долив скважины путем циркуляции через устье. 8.10. При вскрытии продуктивности отложений и в процессе бурения необходимо следить за изменением содержания газа в буровом растворе. При повышении газосодержания необходимо установить природу газовой фазы в буровом растворе то есть является ли это следствием притока газа из пласта результатом вспенивания раствора и принять срочные меры по дегазации раствора. 8.11.При возникновении в скважине газопроявления следует об этом немедленно сообщить руководству УБР и военизированной службе и приступить к ликвидации газопроявления согласно «Плану ликвидации возможных аварий». 8.12. Перед закрытием превентора бурильная или обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии на талевой системе. Против плашек превентора должна располагаться гладкая часть бурильной или обсадной трубы а бурильный замок муфта должен находить над столом ротора на уровне элеватора или АКБ для возможности выполнения работ. Первым должен быть закрыт универсальный превентор а если его нет – верхний плашечный. 8.13. В случае обнаружении даже незначительного непрерывного или периодического движения бурового раствора когда бурильная колонна полностью извлечена из скважин необходимо спустить в нее максимальное количество бурильных свечей установить наверху обратный клапан или шаровой кран после чего проводить работы по герметизации устья и ликвидации газопроявления. Если обнаружен сильный перелив и спустить бурильные трубы невозможно то следует закрыть превентор с глухими плашками или универсальный превентор. При увеличении давления на выкиде выше допустимого производить стравливание его поддерживая перед штуцером максимально допустимое давление. 8.14. До прибытия на скважину бурового мастера инженерно-технических работников ответственных за первоочередной выполнение мероприятий предупреждающих переход газопроявлений в открытый фонтан является бурильщик. 8.15. Подъем колонны бурильных труб из скважины после вскрытия газового горизонта должен производиться только тогда когда свойства бурового раствора одинаковые по всему циркулирующему объему и соответствуют заданным ГТН. 8.16. Перед подъемом бурильных труб из скважины рекомендуется закачать в них 1 5-2 м3 более тяжелого бурового раствора для предотвращения сифона. 8.17. При подъеме бурильной колонны скважину следует постоянно заполнять раствором который использовании при бурении не допуская снижения уровня. 8.18. Если в процессе подъема колонны уровень в скважине не снижается то подъем необходимо прекратить проверить на приток перелив . В случае отсутствии перелива – восстановить циркуляцию бурового раствора и проверить наличие в нем газа или другого флюида. В случае отсутствия флюида в растворе и сальникообразования продолжить подъем с тщательным контролем за доливанием объемом раствора и если уровень в скважине по прежнему не снижается: приступить к спуску инструмента на забой с тщательным контролем за объем вытесняемого раствора для вымыва поступившего флюида в скважину. 8.19. При поглощении бурового раствора в процессе бурения вскрытия продуктивных горизонтов и отсутствия проявлений бурильные трубы следует поднять в башмак колонны герметизировать устье приступить к заполнению скважин дообработке раствора и ликвидации поглощения по специальному плану. 8.20. В случае вынужденной длительной остановки при вскрытых газоносных горизонтах бурильная колонна должна быть спущена до башмака промежуточной колонны а устье скважины герметизировано. Бурильную колону в данном случае необходимо периодически допускать до забоя скважины и выравнивания параметров бурового раствора согласно специально разработанному плану утвержденному руководством УБР. При простоях длительность более одного месяца вскрытие газовые платы должны быть изолированы. 8.21. Перед спуском обсадной колонны в скважину при вскрытых газоносных пластах плашка одного из превенторов заменить по размеру спускаемой колонны. При отсутствии плашек под обсадную колонну разрешается использовать специальную бурильную трубу с переводником под обсадную трубу. 8.22. После цементирования обсадной колонны перекрывающей газовые и напорные горизонты устье скважины должно быть герметизировано и установлено наблюдение за давлением в колонне межколонном пространстве. При возрастании давления выше величины установленных планом спуск и цементирования обсадной колонны его необходимо плавно стравливать. 8.23. При возникновении газопроявления в процессе цементирования обсадной колонны следует продолжать цементирования при закрытом превенторе с регулированием противодавления в затрубном пространстве. 1.ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ АВАРИЙ 1. В повседневной деятельности следует руководствоваться действующей системой организации работ по предупреждению аварий осложнений и контролю качества технологических процессов при строительстве газовых скважин в буровых организациях ПО Укргазпром. 2. В соответствии с указанной системой необходимо: 2.1. Обеспечивать повышение квалификации рабочих буровых бригад и ИТР путем: - ежегодного изучения настоящей «Инструкции» «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин…» правил безопасного ведения буровых работ и других руководящих документов по безопасной и безаварийной проводке скважин; - ежемесячного проведения в буровых бригадах технологических совещаний бесед с изучением профилактических карт по предупреждению аварий и осложнений уточнению заданий режимно-технологических карт; - систематической проработки с работниками буровых бригад поступающих бюллетений аварийности приказов распоряжений и инструкций по вопросам техники и технологии проводки газовых скважин. 2.2. Проводить переподготовку и повышение квалификации бурильщиков буровых мастеров начальников буровых и других ИТР на специальных курсах при институтах техникумах УКК с отрывом от производства не реже чем каждые 5 лет. 2.3. Проводить обучение: - вновь принятых рабочих буровых бригад по профессиям на курсах с отрывом и без отрыва от производства при учебно-курсовых комбинатах и школах; - бурильщиков буровых мастеров и ИТР на специализированных курсах по противофонтанной безопасности 1 раз в 3 года. 2.4. Обеспечить осуществление на всех уровнях ежесуточно еженедельно ежемесячно и ежеквартально контроль и оценку качества технологии техники и организации работ в буровых бригадах. 2.5. Поощрять работников буровых бригад премированием за качественную безаварийную проводку скважин. 3. По каждой происшедшей аварии проводить анализ с привлечением членов буровой бригады и издавать приказ по УБР экспедиции с указанием причин конкретных виновников и мероприятий по предупреждению подобных аварий на других буровых. Приказ доводить до сведения всех работников УБР связанных с бурением. 4. Все случаи аварий с трубами и другими инструментами и оборудованием происшедшие по вине заводов-изготовителей должны своевременно в установленном порядке оформляться актами-рекламациями. 5. Проводить в УБР ежеквартальные расширенные совещания по безаварийному ведению буровых работ с участием ИТР РИТС ЦИТС начальников буровых бурмастеров бурильщиков и служб управления. 6. Распространять опыт работы лучших буровых бригад длительное время работающих без аварий посредством проведения школ передового опыта с привлечением передовиков производства других УБР а также организаций выезда ИТР в другие районы буровых работ УБР а также организаций выезда ИТР в другие районы буровых работ страны. IV.ВЫБОР МЕТОДОВ ЛИКВИДАЦИИ основных видов АВАРИЙ I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. По каждой происшедшей аварии технологическая служба под руководством главного инженера УБР должна принять меры обеспечивающие ликвидацию в кратчайший срок а также соблюдение условий охраны недр и окружающей среды. Для этого необходимо: - определять истинные причины аварии; - составить план работ по ликвидации аварий с указанием сроков и ответственных исполнителей; - назначить ответственных за выполнение плана работ. Контроль за ликвидацией аварии и необходимая помощь в выполнении намеченного плана работ должны осуществляться РИТС ЦИИТС . 1.2. Общее руководство и ответственность за своевременное принятие мер по ликвидация аварий возлагается на главного инженера УБР. 1.3. Ответственный за выполнение плана работ по ликвидации аварии обязан организовать его осуществление в строгом соответствии с планом требованиями техники безопасности и единых технических правил ведения работ при строительстве скважин. Все изменения в плане работ должны быть согласованы с главным инженером УБР. 1.4. Все работы по ликвидации аварии и их результаты должны заноситься в отдельный журнал в котором также приводятся эскизы компоновки бурильной колонны и ловильного инструмента с указанием основных размеров. 1.5. Если по плану обставленному УБР авария не ликвидирована в течение 10 суток то дальнейший план работ по ее ликвидации должен утверждаться трестом объединением . 1.6. Вое распоряжения по ликвидации аварии изменения плана работ и т.д. должны передаваться ответственному за их выполнения в письменном виде. При работе в отдельных работах допускается передача распоряжений по телефону или радио но с обязательным последующим направлением письменного подтверждения. 1.7. Все авария должны расследоваться с момента их возникновения постоянно-действующей комиссией назначенной приказом УБР. 1.8. Перед произведением работ по ликвидации аварий необходимо проверить состояние вышки бурового и противовыбросового оборудования спуско-подъемного инструмента работу контрольно-измерительных приборов. Выявленные недостатки устранить. Аварийные работы при вскрытом газовом горизонте а также установку нефтяных и других жидкостных ванн ликвидацию прихватов испытателем пластов следует производить по плану согласованному с военизированным отрядом. 1.9. При спуске бурильной колонны все замковые соединения и соединения частей ловильного инструмента следует докрепить машинными или автоматическими ключами. 1.10. Длину спускаемой бурильной колонны рекомендуется подбирать с таким расчетом чтобы при соприкосновении ловильного инструмента с аварийной трубой в роторе находилась бы ведущая труба. При вскрытых газовых горизонтах а также при установке нефтяных и других жидкостных ванн подбор длины бурильной колонны следует производить с таким расчетом чтобы в роторе находилась следующая труба а в превенторе - бурильная труба под установленные Плашки. 1.11. При подъеме ловильного инструмента извлекаемым предметом отвинчивание замковых соединений бурильных свеч необходим выполнять без вращения ротором с помощью ключа АКБ-3 или машинными ключами с последующим отвинчиванием вручную. 2. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С КОЛОННАМИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ 2.1. При малейшем подозрении о поломке бурильной должны независимо от вида выполняемых работ следует немедленно приступить к ее подъему. 2.2. Выбор ловильного инструмента зависит от характера происшедшей поломки одного из или нескольких элементов бурильной колонны. Для извлечения оставленной части бурильной колонны применяют освобождающиеся и неосвобождающиеся ловильные инструменты. 2.3. К освобождающимся ловильным инструментам относятся: - ловители одноступенчатые и двухступенчатые; - труболовки внутренние универсальные герметичные; - гладкие метчики укороченные нормальные удлиненные ; - гладкие колокола; - труболовки освобождающиеся наружные типа ТОН. 2.4. Для ликвидации аварий при сломе бурильной трубы по телу с сохранившимися нормальными размерами конца трубы срыва трубной резьбы или сломе высаженной части трубы рекомендуется применять следующие освобождающиеся инструменты: ловители одноступенчатые или двухступенчатые гладкие колоколы или гладкие метчики. 2.5. Если ловитель гладкий колокол или метчик из-за малой их грузоподъемности или вследствие несоответствия их габаритных размеров диаметру скважины спустить невозможно то следует применять внутреннюю труболовку соответствующей грузоподъемности. 2.6. К неосвобождающимся ловильным инструментам относятся: - метчики с правой и левой резьбой; - колокола с правой и левой резьбой; - метчики-калибры 2.7. Если верхняя часть оставленной в скважине колонны оканчивается замком или его элементом муфты ниппелем или трубой с утолщенной частью то рекомендуется применять метчики резьбовые. При выборе метчиков следует учитывать возможность пропуска через них геофизических приборов и торпедировочных снарядов. 2.8. Для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных труб путем захвата за тело трубы рекомендуется применять колокола. 2.9. Если сумма наружных диаметров колокола и находящейся в скважине колонны равна или меньше диаметра скважины то необходимо спускать колокол с воронкой. 2.10. Если верхний конец трубы оставленной части колонны отклонился в каверну то в скважину следует опускать ловильные инструменты на кривой трубе или кривом переводнике. Если соединиться не удается то следует попытаться обработать концы трубы торцевым фрезом и продолжить работы по извлечению бурильной колонны. Если работы по ликвидации аварии затягиваются то необходимо произвести технико-экономический расчет целесообразности продолжения работ по извлечению колонны или установки цементного моста и перебуривания скважины новым стволом. 2.11. Если аварийная труба в скважине имеет сложную конфигурацию излома то ее необходимо обработать специальными фрезерами с ценртирующими приспособлениями до придания ей удобных для ловли размеров. Затем следует продолжить работы по ликвидации аварии в обычном порядке. 2.12. При оставлении в скважине УТБ из-за слома или срыва конусной резьбы следует применять правые метчики-калибри. 2.13. Если слом ведущей трубы произошел в нижней или верхней части или соответственно в присоединительных переводниках в процессе бурения то ликвидацию аварии рекомендуется проводить в зависимости от обстоятельств следующим образом: - если сломанный конец ведущей трубы находится ниже стола ротора у устья скважины и на буровой имеется запасная ведущая труба то необходимо собрать ее и спустить метчики с правой резьбой соединиться и отвернуть аварийную ведущую трубу поднять ее и продолжить работы по извлечению бурильной колонны в обычном порядке; - если на буровой нет запасной ведущей трубы необходимо спустить метчик с правой резьбой на бурильных трубах а затем продолжить работы по подъему всей бурильной колонны. 2.14 . При сломе ведущей трубы приподнятой над забоем произойдет падение всей бурильной колонны на забой с возможной заклинкой деформацией сломом бурильной колонны и т.д. Для ликвидации такой аварии следует срочно применить один из методов указанию в п. 2.13 поднять ведущую трубу продолжить работы по подъему всей бурильной колонны. 2.15. В случае слома ведущей трубы в квадратном сечении необходимо произвести отворот аварийной трубы влево извлечь ее а затем соединяться с оставленной частью бурильной колонны и продолжить работы в установленном порядке. 3. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН 3.1. Общие положения относится как-то: - прихват под действием перепада давления; - заклинивание бурильной колонны в том числе при спуско-подьемных операциях вращении при проработке или бурении в желобных выработках т.д.; - прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины при обваливании пород сальникообразовании соединении утяжелителя шлама течении высокопластичных пород . 3.1.2. Результативность известных способов ликвидации прихватов многом определяется их категорией. Следует при ликвидация прихватов происшедших под действием перепада давления использовать жидкостные ванны как наиболее результативные а устройства импульсного воздействия яссы вибраторы и другие виды импульсных воздействий наиболее эффективны при ликвидации прихватов вызванных заклиниванием всех видов . Если применением указанных методов ликвидации прихватов не удается достичь положительных результатов то следует примерять обуривание труб или установку моста и забуривание нового ствола в каждом отдельном случае решается индивидуально . Критерием оценки сравнительной эффективности методов ликвидации прихватов следует считать время и средства затраченные на его ликвидацию. 3.1.3. Расхаживание прихваченном колонны. 3.1.3.1. Расхаживание колонны труб не считается самостоятельным методом освобождения прихваченной колоны за исключением некоторых легких случаев. Способ расхаживания и величины нагрузок зависящие от категории прихвата приведены в гл. 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6. настоящего раздела "Инструкции..» 3.1.3.2. Если расхаживание прихваченной колонны не дало положительных результатов и принято решение установить жидкостную ванну то следует предварительно проверить наличие циркуляции через долото по температуре выходящего из скважины раствора а при необходимости – геофизическим методом Интервал прихвата бурильной колонны определить с помощью локатора муфт или АКЦ-36. Допускается определять верхнюю границу прихвата бурильной колонны по формуле: ?= 1 05 Е•F / P2 –P1 ?l Где ? - длина свободной части колонны в см; Е - модуль упругости металла труб модуль Юнга для стали равной 0.21. 10 6 МПа 0.21. 10 6 кГс/см2 .Для сплава Д16-Т из которого изготовлены легкосплавные трубы АБТ. модуль Юнга равен 7.10 4 МПа 7.10 5 кГс/см2 ; F - площадь поперечного сечения трубы в см 2 ; Р - Р = Р- разница между силами растяжения прикладываемыми к колонне сверх ее веса в кН кГс ; ?l - упругое удлинение колоны труб под действием силы в см; 1 05 - коэффициент учитывающий жесткость замковых соединений труб. Если К =1 05 Е•F / P1 –P2 то ? =?l Значения К зависящие от размера труб и разности P2 –P1 приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1. Наружный диаметр по глакой части мм Толщина стенки мм Значение коэффициента при разности нагрузок 5 10 15 20 25 30 35 1 2 3 4 5 6 7 8 у Стальные трубы 168 10 21900 10950 7300 5475 4380 3650 3130 11 23416 11730 7820 5865 4692 3910 3351 146 10 18800 9400 6266 4700 3760 3133 2685 11 20727 10364 6909 5182 4145 3455 2961 140 8 14630 7315 4877 3656 2926 2438 2090 9 16330 8165 5443 4082 3266 2722 2333 10 10000 9000 6000 4500 3600 3000 2570 11 19650 9825 6550 4912 3930 3275 2807 127 7 11620 5810 3873 2905 2324 1936 1660 8 13230 6615 4410 3308 2646 2205 1890 9 14750 7375 4517 3687 2950 2450 2107 10 16200 8100 5400 4050 3240 2700 2314 114 7 10450 5225 3442 2620 2100 1740 1453 8 11818 5909 3939 2955 2364 1970 1688 9 13180 6590 4400 3300 2640 2200 1880 10 14553 7276 4851 3638 2911 2426 2079 11 15800 7900 5260 3950 3160 2640 2260 89 7 7950 3975 2640 1980 1590 1320 1140 8 9878 4939 3293 2470 1976 1646 1411 9 11819 5910 3940 2955 2364 1970 1638 73 7 6400 3200 2140 1600 1230 1070 915 9 6000 4000 2670 2000 1600 1330 1140 11 9450 4725 3150 2360 1890 1570 1350 Трубы алюминиевые 147 9 5760 2860 1920 1440 1150 960 820 11 6920 3460 2307 1730 1385 1150 900 139 9 4960 2480 1650 1240 990 825 710 11 6150 3075 2050 1540 1230 1025 880 114 10 4800 2400 1600 1200 960 800 685 93 93 3500 1750 1170 875 700 585 500 73 9 2630 1315 880 660 525 440 375 3.1.3.3. При расхаживании следует строго руководствоваться прочностными характеристиками бурильных труб /12/. В отдельных случаях с разрешения главного инженера УБР или начальника ЦИТС допускается расхаживать колонну труб с обеспечением запаса прочности 1.3. Указанные работы должны выполняться мастером по сложным работам или ИТР ответственным по утвержденному плану. . При этом необходимо дополнительно проверить индикатор веса талевую систему подъемные механизмы тормозную систему вышку и фундаменты. 3.1.4. Установка жидкостных ванн. 3.1.4.1. Необходимость установки ванны определяется на основе изучения характера прихвата и установления причин его возникновения. Жидкостную ванну разрешается устанавливать при наличии утвержденного плана работ. При вскрытом газоносном горизонте план согласовывается с военизированной службой. 3.1.4.3. В качестве агентов ванны могут быть использованы нефть вода кислота щелочи и др. Однако наиболее распространенным и эффективным агентом является нефть. 3.1.4.3. Установка нефтяных ванн наиболее эффективна при ликвидации прихватов вызванных действием перепада давления против проницаемых пород и не рекомендуется при ликвидации прихватов происшедших вследствие заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой желобных выработок в суженной части ствола скважины или в нарушенной обсадной колонне. 3.1.4.4. Нефтяную ванну рекомендуется устанавливать сразу же после возникновения прихвата происшедшего от действия перепада давления. 3.1.4.5. Перед установкой жидкостной ванны следует дополнительно проверить состояние вышки лебедки противовыбросового оборудования насосов и циркуляционной системы. Замеченные недостатки устранить. 3.1.4.6. Подготовить необходимые средства пожаротушения очистить территорию буровой от очагов возможного возгорания. 3.1.4.7. Проверить количество и качество запасного бурового раствора в случае необходимости пополнить запас. 3.1.4.8. Для предупреждения проявлений и разобщения устьевой обвязки от действия избыточного давления в колонне труб необходимо установить под заливочной головкой обратный клапан 3.1.4.9. Обратный клапан и заливочную головку необходимо спрессовать на давление в 1 5 раза превышающее максимальное ожидаемое при установке ванны. 3.1.4.10. Объем нефти или другого агента для ванны следует определять из расчета перекрытия на 50-100 м верхней границы прихвата и максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата при условии обеспечения необходимого противодавления на газоносные горизонты в период действия ванны. В случае недостаточного противодавления при вымыве агента ванны необходимо герметизировать устье для регулирования противодавления до окончания процесса. 3.1.4.11. Определение объема агента для установки жидкостной ванны при ликвидации прихвата продавочной жидкости и ожидаемого максимального давления к моменту начала выхода агента из труб рекомендуется производить по инструкции 12 раздел IV.3. 3.1.4.12. После установки ванны колонну бурильных труб необходимо расхаживать во избежании распространения зоны прихвата. Периодичность расхаживания устанавливается в зависимости от конкретных горно-геологических условий но не менее 2-3 раз в час. 3.1.4.13. К интенсивному расхаживанию для освобождения бурильной колонны рекомендуется приступить не позднее чем через 4-6 часов действия ванны с учетом конкретной ситуации и вида агента . Осевые нагрузки при расхаживании колонны не должны превышать допустимых для труб данной группы прочности материала а также для талевой системы и бурового оборудования. 3.1.4.14. Через каждый час после начала интенсивного расхаживания производить подкачку агента ванны порциями по 0 2-0 4 м3 в затрубное пространоство. 3.1.4.15. Время выдержки бурильной колонны под ванной устанавливается планом работ в зависимости от горно-геологических условий но не менее 8-12 ч и не более 24-30 ч. Если в течении установленного планом работ времени прихват ликвидировать не удалось следует установить ванну. Устанавливать более трех-четырех ванн не рекомендуется 3.1.4.16. В отдельных случаях когда ствол скважины предоставлен устойчивыми породами рекомендуется применять водяные ванны в чередовании с нефтяными. 3.1.4.17. В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отложениях необходимо в качестве агента применять кислоту. Используются техническая соляная кислота 8-14 %-ной концентрации смеси соляной кислоты и воды или нефти а также смеси 15-20 %-ной соляной и 40 %-ной плавиковой кислот компоненты которых подбираются опытным путем. 3.1.4.18. Работы по установке и вымыве ванн при вскрытом газоносном горизонте следует производить в присутствии представителя военизированной службы. 3.1.4.19. В случае прихвата колонны бурильных труб в отложениях магниевых или натриевых солей в качестве агента ванны необходимо использовать воду с добавкой до 0 5 % дисольвана или если позволяют условия перейти на круговую промывку ствола скважины водой. 3.1.5. Ликвидация прихватов методом взрыва торпед. 3.1.5.1. Применение взрывов торпед при ликвидации прихватов рекомендуется осуществлять в следующих случаях: - «встряхивание» бурильной колонны; - отвинчивание колонны; - обрыв труб с целью освобождения свободной части колонны. «Встряхивание» целесообразно проводить в тех случаях когда прошло незначительное время от начала возникновения прихвата когда предполагаемая длина прихваченной зоны может быть перекрыта общей длиной торпеды. Отвинчивание колонны с использованием взрыва целесообразно проводить для многократного отвинчивания в сочетании с промывкой скважины и увеличением глубины последующего разъединения. Обрыв труб рекомендуется применять тогда когда другие методы ликвидации аварий оказываются безуспешными или их применение экономически невыгодно. 3.1.5.2. Работы по торпедированию труб и выбор зарядов торпед для различных целей производится в строгом соответствии с «Инструкцией по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием». 3.1.6. Применение ударных устройств для ликвидации прихватов. 3.1.6.1. Для повышения эффективности работ по извлечению заклиненных элементов бурильной колонны путем приложения к ней ударных нагрузок при расхаживании рекомендуется применять ясс ударный с учетом конкретных условий и ситуации сложившейся в скважине на момент аварии. 3.1.6.2. Для увеличения эффекта ясса на бурильной колонне с соответствующим количеством УБТ следует установить непосредственно над прихваченным участком колонны труб. 3.1.6.3. Для освобождения прихваченной бурильной колонны осевыми ударами сверху вниз или путем создания вибрации вращением труб под натяжкой необходимо применять яссы ударно-вибрационные. 3.1.6.4. Ясс ударно-вибрационный следует спускать в скважины на бурильных трубах. При достижении яссом прихваченной части колонны его шпиндель становится на торец колонны. Последующим вращением бурильной колонны производится соединение с прихваченной колонной. 3.1.6.5.Убедившись в надежности соединения с прихваченной колонной труб по показаниям индикатора веса и манометров высокого давления следует приступить к освобождению бурильной колонны нанесением ударов которые создают частичным весом низа бурильной колонны при расхаживании или созданием вибрационных нагрузок при вращений колонны под натяжением. 3.1.7. Использование испытателей пластов для ликвидации прихватов. 3.1.7.1. Использование испытателей пластов для ликвидации прихватов бурильной колонны допустимо в лишь тех случаях возникновения их под действием перепада давления и при условии обеспечения противофонтанной безопасности. 3.1.7.2. Последовательность этих работ следующая: - определяют верхнюю границу прихваченных труб; - развинчивают колонну выше места прихвата и извлекают неприхваченные трубы; - спускают в скважину комплект испытателя пластов. 3.1.7.3. Соединив прихваченные трубы в скважине с помощью безопасного проводника следует создать нагрузку на испытатель пластов для раскрытия пакера. Клапан соединяющий затрубное пространство с помощью труб не заполненных буровым раствором открывается и жидкость устремляясь в бурильные трубы снижает давление под пакером. Об освобождении бурильной колонны судят по показаниям индикатора веса. 3.1.7.4. Для предупреждения возникновения повторного прихвата перед началом работы испытателя пластов устанавливают нефтяную ванну. Рекомендуется для ликвидации прихватов с помощью испытателя пластов использовать приспособление пакер-испытатель конструкции Шебелинского УБР. 3.1.7.8. Обуривание работа бурильными трубами с левой резьбой и извлечение прихваченной колонны по частям. 3.1.8.1. Если изложенные выше методы ликвидаций прихвата оказались безрезультатными то следует после технико-экономического обоснования приступить к обуриванию прихваченных труб и извлечению их по частям. 3.1.8.2. Перед началом работ бурильной колонны с левой резьбой следует отвинтить и поднять свободную часть бурильной колоны с правой резьбой. 3.1.8.3. Если не удается извлечь свободную часть труб непосредственно до места прихвата то дальнейшее развинчивание труб следует производить бурильной колонной с левой резьбой до предполагаемого места прихвата без обуревания находящейся в скважине части труб. 3.1.8.4. Затем к прихваченному участку колонны необходимо опустить на бурильных трубах с правой резьбой кольцевой фрезер прикрепленный к обсадным трубам или корпус турбобура. В случае работы фрезером о левой резьбой на обсадных трубах или корпусе турбобура необходимо перерезать резьбу с правой на левую. 3.1.8.5. Длина обсадных труб или корпуса турбобура должны быть на 2-3 м больше длины предполагаемого участка фрезерования. 3.1.8.6. Фрезерование следует осуществлять роторным способом при частоте вращения не более 60 об/мин с нагрузкой 20-50 кН 2-5 тс и скорости восходящего потока бурового раствора не менее 1 2 м/с ЗД.8.7. После офрезерования части прихваченной бурильной колонны на необходимую длину скважину следует промыть до выравнивания платности бурового раствора и фрезер поднять. Во время промывки недопустимо оставлять фрезер без движения во избежание его прихвата. 3.1.8.8. После подъема фрезера необходимо опустить бурильные трубы с левой резьбой отвинтить и извлечь обуренные бурильные трубы на поверх ость. Затем процесс фрезерования отвинчивания и подъем труб повторить необходимое число раз. 3.1.8.9. Турбобуры электробуры УБГ офрезеровываются в тех случаях когда диаметр скважина и офрезеруемых труб отличаются между собой на 95-100 мм. 3.2. Прихваты под действием перепада давления 3.2.1. При возникновении прихвата от действия перепада давления из скважины в пласт бурильщик обязан: 3.2.1.1. Дать указание одному из членов вахты сообщить о случившемся начальнику смены РИТС ЦИТС или руководству УБР. 3.2.1.2. Восстановить циркуляцию и вести промывку скважины при производительности насосов не меньшей чем при бурении скважин в предыдущем интервале. 3.1.2.3. До получения указаний руководства РИТС ЦИТС расхаживать бурильную колонну с допустимыми нагрузками до 147 кН до 15 тс . 3.2.2. Если ликвидировать прихват расхаживанием не удается в течение 2-3 часов то необходимо установить надкостную ванну в соответствии с указаниями гл. 3.1.4. 3.2.3. Для ускорения освобождения прихваченной от перепада давлений бурильной колонны рекомендуется применять при наличии пакерующее устройство конструкции Шебелинского УБР или другие конструкции испытателя пластов в соответствии с указаниями п. 3.1.8. 3.2.4. При неосвобождении бурильной колонны установку жидкостных ванн или пакерующего устройства следует повторить 2-3 раза. 3.2.5. Если перечисленными методами освободить бурильную колонну не удается то следует производить отворот бурильной колонны выше места прихвата установить цементный мост и перебурить скважину новым стволом. 3.3. Прихваты заклинивания бурильной колонны при спуске или подъеме 3.3.1. При возникновении прихвата заклинивания в процессе спуска бурильщик обязан: 3.3.1.1. Расхаживать бурильную колонну только натяжением в пределах до 98-447 кН 10-15 тс сверх веса колонны труб. 3.3.1.2. По возможности восстановить циркуляцию и промыть скважину при периодическом расхаживании через 15-20 мин с теми же нагрузками. 3.3.1.3. Запрещаемся при данных обстоятельствах освобождать бурильную колонну путем расхаживания и вращения ее с разгрузкой ниже собственного веса. 3.3.2. При возникновений заклинивания бурильной колонны во время подъема бурильщик обязан: 3.3.2.1. Немедленно разгрузить колонну труб на вес УБТ и попытаться пропустить сбить колонну вниз. Повторить операцию 4-5 раз. 3.3.2.2. По возможности восстановить циркуляцию и повторить действия по п.п. 3.3.2.1. 3.3.2.3. Запрещается при данных обстоятельствах освобождать бурильную колонну натяжением сверх ее собственного веса. 3.3.3. Аналогично п. 3.3.2. в случае попадания бурильной колонны в желобную выработку при подъеме бурильщик не должен создавать натяжку сверх уже полученной. Освобождать бурильную колонну следует только разгрузкой. При этом необходимо: 3.3.3.1. Немедленно разгрузить колонну бурильных труб на вес УБТ. Разгрузку повторить 4-5 раз не доводя силу при натяжении колонны до собственного веса. 3.3.3.2. Восстановить циркуляцию и повторять действия согласно п. 3.3.3.1. 3.3.3.3. В случае освобождения бурильной колонны пропустить ее ниже места заклинки повернуть ротором на некоторый угол и попытаться осторожно на малой скорости поднять выше места затяжек. 3.3.3.4. При невозможности поднять бурильную колонну выше места затяжек следует пропустить ее ниже в безопасную зону. Дальнейшие работы вести в присутствии и под руководством инженера по сложным работам и начальника буровой или начальника смены РИТС. При этом следует пытаться освободить бурильную колонну из желоба выкручиванием вверх при незначительных натяжках сверх собственного веса 5-20 кН 0 5-2 тс . 3.3.3.5. Если бурильная колонна оказалась «затянутой» и не обивается вниз необходимо проводить шнуровое торпедирование для встряхивания. Бурильную колонну при этом надо держать в точке прихвата под разгрузкой на 49-98 кН 5-10 тс ниже собственного веса . В интервал прихвата следует закачать нефть кислоту или воду в зависимости от минералогического состава пород . 3.3.3.6. Если проведение выше перечисленных работ не дало положительного результата следует пригонять механический ясс нижнего действия. 3.3.3.7. При неосвобождении бурильной колонны одним из перечисленных методов следует произвести отворот бурильных труб над местом прихвата и произвести обуревание труб кольцевыми фрезерами на обсадных трубах соответствующего диаметра. Если обуревание невозможно из-за заклинивания полноразмерных по диаметру ствола расширителем калибраторов центраторов и т.п. то следует применять специальные фрезеры для сбреза центрирующих элементов. 3.3.3.8. Если обуревание офрезерование провести не удается то необходимо установить цементный мост и забурить новый ствол. 3.3.4. В случае заклинивания бурильной колонны в желобной выработке при спуске освобождение ее следует производить расхаживанием только вверх при максимально допустимых нагрузках сверх собственного веса. 3.3.4.1. Если заклиненную при спуске колонну не удаемся освободить расхождением то необходимо произвести отворот труб по возможности ближе к месту заклинки спустить механический или гидравлический ясс верхнего действия 3.3.4.2. При отсутствий яссов можно провести торпедивароние для встряхивания с одновременен закачкой в интервал прихвата нефти кислоты или воды в зависимости от минералогического состава пород 3.3.4.3. Роли освободить заклиненную колонну одним из перечисленных методов не удается необходимо произвести отворот труб над местом заклинки и обуревания кольцевыми фрезами на обсадных трубах соответствующего диаметра. 3.3.1.4. Если обуревание провести не удается необходимо установить цементный мост и забурить новый ствол. 3.4. Прихваты из-за сальникообразования. 3.4.1. Для освобождения бурильной колонны прихваченной вследствие сальникообразования расхождение следует вести таким образом чтобы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посадкой и особенно натяжкой колонны труб или гидравлическим давлением при интенсивном восстановлении циркуляции. 3.4.2. При затягиваний бурильной колонны в сальник бурильщик должен: 3.4.2.1. Разгрузить колонну бурильных труб на вес УБТ а при бурении под кондуктор - на полный вес. 3.4.2.2. Для предупреждения уплотнения сальника и гидроразрыва пород восстановить циркуляцию при работе насоса одним клапаном с постепенным увеличением производительности до нормальной. 3.4.2.3. При освобождении колонны или при получении ограниченного свободного хода ее приступить к разрушению сальника вращением с интенсивной промывкой. 3.4.2.4. Запрещается при данных обстоятельствах освобождать бурильную колонну расхаживанием при натяжении ее вверх собственного веса. 3.4.2.5. Если циркуляцию удалось восстановить а прихват не ликвидирован то следует установить нефтяную ванну в соответствии с указаниями п. 3 1.4. 3.4.2.6. Если перечисленными методами освободить бурильную колонну не удается необходимо произвести обуривание труб или забуривание нового ствола 3.4.3. В случае если причиной образования сальника и заклинивания бурильной колонны на забое явилось нарушение герметичности бурильной колонны необходимо произвести отворот ниже промытой дефектной трубы соединиться механическим яссом попытаться восстановить циркуляцию. 3.4.3.1. Если циркуляцию удалось восстановить то необходимо закачать интервал прихвата нефть кислоту или воду и с помощью ясса пытаться освободить колонну. 3.4.3.2. Если циркуляцию восстановить не удалось то следует работать яссом без промывки. 3.4.3.3 При отрицательных результатах по п.л. 3.4.3.1. и 3.4.3.2. следует произвести отворот по возможности ближе к месту прихвата установить цементный мост и забурить новый ствол. 3.5. Прихваты по причине нарушения устойчивости ствола 3.5.1. При возникновении прихвата вследствие осыпей или обвалов пород бурильщик должен: 3.5.1.1. Не восстанавливая циркуляцию расходовать бурильную колонну разгрузкой ее на величину осевых нагрузок применяемых при бурении и натяжением до собственного веса 3.5.1.2. После нескольких 3-5 раз разгрузок бурильной колонны попытаться на собственном весе ее провернуть усилием допустимым для прихваченного типоразмера. 3.5.1.3. Если провернуть колонну не удается то нужно повторить расхаживание разгрузкой и натяжением на собственный вес. 3.5.1.4. При достижении частичного проворота колонны проворачивать ее до свободного вращения. 3.5.1.5. Достигнув свободного вращения на весу создать натяжение на 5-15 кН 0 5 – 1 5тс или опустить на 50-100 мм и провернуть бурильную колонну. 3.5.1.6. После свободного проворота поднимать колонну выкручиванием вверх не создавая нагрузки превышающей собственный вес на 10-20 кН 1-2 тс . 3.5.1.7. При свободном провороте и свободном движении бурильной колонны на длину ведущей трубы необходимо при положении колонны в начале работ по освобождению прихвата осторожно при работе 1-2 клапана насоса восстанавливать циркуляцию не повышая давления более 0 1-0 2 Мпа 10-20- кгс/ см2 . При указанном давлении производить вращение и расхаживание бурильной колонны. Запрещается восстанавливать циркуляцию с большей подачей т.е. насосом при всех работающих клапанах. 3.5.1.8. После восстановления циркуляции приступить к измельчению крупного шлама и удалению его из ствола скважин. 3.5.1.9. Если перечисленными выше методами освободить бурильную колонну не удается то следует отвернуть трубы над местом прихвата и произвести обуривание труб кольцевыми фрезами или установить цементный мост и забурить новый ствол. 3.5.2. В случае возникновения прихвата бурильной колонны вследствие течения солесодержащих пород хемогенной толщи солей соленасыщенных глин необходимо прокачать через долото 8-12 м3 пресной воды. С момента прохождения воды через долото следует приступить к интенсивному расхаживанию бурильной колонны в пределах допустимых нагрузок для данной конструкции колонны. Если освободить бурильную колонну не удается то необходимо произвести отворот труб над местом прихвата установить цементный мост и забурить новый ствол повысив предварительно плотность бурового раствора. 3.6. Прихваты из-за оседания шлама утяжелителя цемента. 3.6.1. При возникновении прихвата вызванного оседанием шлама утяжелителя цемента или посадки бурильной колонны в призабойный шлам бурильщик должен: 3.6.1.1. Восстановить циркуляцию при работе одним клапаном с постепенным увеличением производительности насосов до нормальной. 3.6.1.2. Расхаживать и пытаться проворачивать бурильную колонну ротором в пределах собственного веса колонны. 3.6.2. Если попытки восстановить циркуляцию результатов не дают необходимо в колонне над долотом или турбобуром прострелять 4-6 отверстий и восстановить интенсивную циркуляцию с расхаживанием. 3.6.3. Если после перфорации восстановить циркуляцию не удается ни буровым насосом ни цементировочными агрегатами то на 10-12 м выше предыдущего интервала перфорации снова сделать перфорацию колонны и повторить попытку восстановления циркуляции. При отрицательном результате дальнейшие работы следует производить в той же последовательности до восстановления циркуляции. 3.6.4. После восстановления циркуляции необходимо интенсивной промывкой вымыть шлам из-за трубного пространства и производить интенсивное расхаживание и гидровибрирование колонны или освободить ее с помощью ударных устройств гидравлического механического яссов . 3.6.5. Если освободить бурильную колонну одним из вышеприведенных способов не удается необходимо произвести обуривание труб кольцевыми фрезерами или установить цементный мост и перебурить ствол в интервале прихвата. 4. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН 4.1. Наиболее частыми авариями с обсадными колоннами при креплении скважин являются: -падение обсадной колонны в процессе спуска из-за неисправности спускового оборудования; - прихват обсадной колонны во время спуска; - срыв в резьбовом соединении; - смятие обсадной колонны. 4.1.1. Ликвидация аварий при падении обсадных колонн. 4.1.1.1. Для ликвидации аварий при падении обсадной колонны необходимо установить глубину нахождения верхнего торца колонны путем спуска печати или геофизических приборов локатора муфт . 4.1.1.2. В исключительных случаях допускается определять глубину нахождения верхнего торца колонны спуском долота. Однако при этом спуск бурильной колонны следует осуществлять крайне осторожно во избежание повреждения долотом верхнего торца колонны или отклонения его от оси скважины в каверну что осложнит ликвидацию аварии. 4.1.1.3. После определения глубины нахождения верхнего торца колонны необходимо спускать долото с диаметром меньшим чем внутренний диаметр колонны и без вращения но с промывкой и следует проверить внутренний диаметр ободной колонны до стоп-кольца. Если долото дошло без посадок его следует поднять из скважины и принять решение о дальнейших путях ликвидации аварии. В данном случае могут быть два варианта в том числе: - обсадную колошу зацементировать как первую секцию по специальному плану работ; - обсадную колонну поднять полностью или частично . - 4.1.1.4. Для подъема обсадки колонны в зависимости от ее диаметра и наличия ловильного инструмента на буровой и на базе РИТС ЦИТС или УБР следует спустить один из перечисленных ловильных инструментов освобождающуюся труболовку неосвобождающуюся труболовку метчик-калибр или специальный колокол . 4.1.1.5. После соединения ловильным инструментом с обсадной колонной. при возможности восстановить циркуляцию производить расхаживание ее в пределах допустимых нагрузок. 4.1.1.6. Если в процессе расхаживания обсадной колонны с промывкой положительных результатов не получено следует установить в зависимости от горно-геологических условий ванну водящую кислотную или нефтяную и продолжить работы по расхаживанию колонны. 4.1.1.7. Если проводимые работы оказались безрезультатными следует ликвидацию аварии продолжить путем извлечения колонны по частям до максимальной глубины и забуривания нового ствола с целью углубления скважины до проектной глубины. 4.1.1.8. Обсадную колонну следует извлекать по частям труболовкой метчиком или колоколом с использованием внутренней труборезки. 4.1.1.9. В случаях когда колонна деформирована и труборезка не проходит внутрь колонны для выправления ее с целью обеспечения пропуска труборезкой необходимо опускать в скважину поочередно набор специальных оправок. 4.1.1.10. Если по геологическим причинам во избежание обводнения вскрытого скважиной продуктивного горизонта недопущения перетока из продуктивного горизонта и т.д. требуется повышенное качество цементирования колонны то необходимо принять меры по полному извлечению упавших обсадных труб или устранению дефектов в аварийной колонне. В каждом конкретном случае вопрос о дальнейшем направлении аварийных работ решается геолого-технической службой УБР о учетом всех факторов способствующих успешной проводке скважины до проектной глубины. 4.1.2. Методы ликвидации аварии при прихвате колонны обсадных труб во время спуска в скважину. 4.1.2.1. При установлении факта прихвата колонны обсадных труб необходимо принять следующие меры: - заполнить колонну до устья и восстановить циркуляцию через башмак колонны; - вести рассаживание обсадной колонны в пределах допустимых нагрузок; - установить жидкостную ванну нефтяную водяную или кислотную 4.1.2.2. Если после первой ванны колонну не удается освободить то установить ванну повторно 1-2 раза. 4.1.2.3. При отрицательных результатах рассмотреть возможность цементирования колонны при достигнутой глубине спуска. В противном случае – извлечь колонну по частям. 4.1.2.4. Если невозможно восстановить циркуляцию бурового раствора через башмак колонны следует в нижней части колонны выше стоп-кольца прострелять перфоратором 6-12 отверстий и восстановить циркуляцию. При интенсивной промывке скважины и постоянном расхаживании попытаться освободить колонну. Если освободить колонну не удается произвести установку жидкостной ванны в порядке указанном в п.п. 4.1.2.2. 4.1.2.3. 4.1.2.5. В случае когда циркуляцию бурового раствора восстановить не удалось следует извлечь колонну по частям. 4.1.3.Ликвидация аварии при срыве в резьбовом соединении. 4.1.3.1. Срыв обсадной колонны в резьбовом соединении приводит к тяжелым авариям: -падению обсадной колонны; - прихвату или заклинке ее необсаженной части ствола скважины; - смятию. 4.1.3.2. Методы ликвидации аварий происшедших в результате срыва обсадной колонны в резьбовом соединении падении прихват или заклинка обсадной колонны в необсаженной части ствола скважины частично освещены в п.п. 4.1.1. 4.1.2. Другие методы ликвидации аварии приводятся ниже. 4.1.3.3. При срыве резьбы на одной из труб обсадной колонны спускаемой в скважину необходимо: - поднять верхнюю часть обсадной колонны; - установить причину срыва резьбы чем представлена верхняя часть оставшейся в скважине колонны муфтой или ниппелем какова резьба на них. 4.1.3.4. Если в поднятой верхней части обсадной колонны муфта или ниппель то их соответственно следует заменить новыми смазать снабдить конусной чугунной алюминиевой или деревянной направляющей пробкой надежно закрепить в трубе и допустив колонну до места нахождения торца оставшейся обсадной колонны путем вращения соединиться с оставшейся обсадной колонной. При положительном результате необходимо осторожно постепенно восстановить циркуляцию промыть скважину и зацементировать колонну. 4.1.3.5. Если при спуске направляющей пробки соединиться с оставшейся частью обсадной колонны не удалось следует сделать подъем заменить направляющую пробку специальным приспособлением удлиненной муфтой с герметизирующим устройством с внутренним диаметром на несколько 3-5 мм больше наружного диаметра торца оставшихся в скважине обсадных труб и попытаться соединить с оставшейся обсадной колонной. При успешной посадке такого приспособления на торце аварийной трубы следует восстановить циркуляцию и провести цементирование обсадной колонны по специальному плану работ. Указанный вариант соединения и цементирование улетевшей части колонны с помощью специального герметизирующего устройства рекомендуется применять как основной. 4.1.3.6. При отклонении торца оставшейся части колонны от оси скважины с целью установления ее по центру низ спускаемой части колонны следует оборудовать длиной направляющей пробкой или удлиненным алюминиевым патрубком с помощью которого отцентрировать отклоненную часть колонн и затем попытаться соединиться по резьбе. 4.1.3.7. Для соединения части обсадной колонны между собой если позволяет величина зазора между наружным диаметром колонны и диаметром скважины иногда следует применять специальный переводник резьба которого улучшенного качества и подвергнута цементированию. Внутренний диаметр переводника должен соответствовать наружному диаметру обсадной трубы на которой повреждена резьба. При помощи такого переводника возможно герметично соединяться восстановить циркуляцию и зацементировать колонну. 4.1.3.8. Если при спуске обсадной колонны произошел двойной срыв в резьбовых соединениях с большим разрывом между торцами обсадной колонны что угрожает потерей ствола скважины при дальнейшем ее углублении и попытки соединить обе части колонны или извлечь верхнюю ее часть не дали положительных результатов то в данном случае следует спустить в скважину промежуточную колонну меньшего диаметра стыкосварную или безмуфтовую резьбовую . 4.1.4. Ликвидация аварий при смятии обсадных колонн. 4.1.4.1. Если при спуске обсадной колонны произошло смятие обсадных труб необходимо: - извлечь при возможности всю обсадную колонну и заменить в ней смятые обсадные трубы; - если невозможно извлечь обсадную колонну из скважины и заменить смятые обсадные трубы следует выправить их при помощи специальных инструментов – оправок. 4.1.4.2. Спуск оправок следует производить на бурильных трубах. После свободного прохождения первой оправки минимального размера в смятом сечении обсадной трубы ее следует поэтапно заменять оправкой большего диаметра на 2-3 мм . Максимальный наружный диаметр оправки должен быть на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра что аварийная колонна. 4.1.4.3. Если работы по соединению обсадной колонны прошли результативно необходимо колонну зацементировать под давлением через башмак или же через перфорированные отверстия в колонне. 4.1.4.4. В случае если работы по выправлению смятия обсадной колонны не дают положительных результатов то следует установить цементный мост и забурить новый ствол. 5. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С ДОЛОТАМИ 5.1.Ликвидацию аварий при: - заклинивания долот шарошечных и алмазных ; - отвинчивание долот; - сломе корпуса лап цапф и оставлении шарошек долота на забое скважины рекомендуется производить следующими методами. 5.1.1. Если при спуске бурильной колонны допущено заклинивание шарошечного или алмазного долота необходимо аварию ликвидировать в следующей последовательности: - определить глубину заклинки и характеристику горных пород в которых произошло заклинивание; -производить расхаживание бурильной колонны в пределах допустимых нагрузок восстановить циркуляцию бурового раствора. 5.1.2. Если расхаживание с промывкой не дает положительных результатов то после установления места прихвата определения состава горных пород следует принять следующие меры: - при заклинивании в солевых отложениях – установить водяную ванну; - при заклиниваний долота в карбонатных породах – установить солянокислую ванну; - при заклинивании долота в крепких некарбонатных породах следует применять яссы ударные или взрывы корпусных шнуровых торпед конструкции УкрНИИГРИ. 5.1.3. Боли перечисленные методы в п. 5.1.2. не дали положительных результатов то необходимо попытаться отвинтить бурильную колонну над долотом или отторпедировать его. 5.1.4. Если методы указанные в п. 5.1.3. оказались безрезультатными то при нахождении долота на забое его следует разрушить при помощи взрывов торпед типа ТКО или торцеввм фрезером. Остатки долота следует поднять на поверхность магнитным фрезером фрезером-пауком или обычным трубным пауком или измельчить торцевыми фрезерами и очистить забой от металла с помощью гидромагнитного металлоуловителя. 5.1.5. Если заклинивание долот допущено не на заболе то после отвинчивания его или торпедирования необходимо принять меры по проталкиванию долота до забоя попытки соединения с ним или ликвидации одним из методов указанных в п.п. 5.1.3. 5.1.4. 5.1.6. Если долото по каким-либо причинам отвинтилось и осталось в скважине на забое то для ликвидации такой аварии необходимо применять; - колокол-калибр гладкий колокол ловитель шлипс для извлечения бескорпусных долот. 5.1.7. Если долото отвинтилось где-нибудь в стволе скважины необходимо его сначала сбить на забой определить печатью его положение на забое. Если долото стоит присоединительной резьбой вверх его извлекают так же как указано в п. 5.1.6. Во всех других случаях его следует разрушить торпедированием или торцевыми фрезерами. 5.1.8.Работы колоколом-калибром или метчиком-калибром и т. д. про ликвидации аварии необходимо производить в следующей последовательности: - не доходя до долота 1 5-2 м включить в работу буровой насос и медленно допустить бурильную колонну с ловильным инструментом к резьбовой части долота; - момент посадки колокола-калибра или метчика-калибра зафиксировать по индикатору веса; - приподнять бурильную колонну на 2-3 см ее необходимо медленно вращать осторожно опуская вниз на несколько см производя посадку ловильного инструмена на долото; - если колокол или метчик соединяется с резьбовой частью долота то возрастает давление на манометре бурового насоса и докрепление следует продолжить без ограничения числа оборотов ротора с повышением нагрузки до допустимой; - при подъеме бурильной колонны следует соблюдать правила предосторожности поднимать плавно без толчков и отвинчивать свечи с помощью ключа и АКБ или ПБК. 5.1.9. Если долото сбить на забой не удается то неоходимо в этих случаях аварию ликвидировать при помощи методов описанных в п.п. 5.1.3. и 5.1.4. 5.1.10. При сломе корпуса долота лап цапф и оставлении в скважине шарошек необходимо для ликвидации аварии применять: - магнитные фрезеры; - фрезеры-пауки гидравлические; - пауки трубные в следующей последовательности. 5.1.11. До спуска ловильного инструмента следует новым долотом проработать и расширить суженную призабойную часть ствола скважины. 5.1.12. Работы магнитным фрезером с воронкой или другим ловильным инструментом следует производить в следующей последовательности: - не допуская бурильную колонну до забоя скважины на 1 5-2 метра необходимо включить буровой насос и вращая фрезер при помощи ротора со скоростью 40-60 об/ мин промыть скважину постепенно опуская фрезер к забою; - не доходя до забоя на 25-30 см скважину необходимо промыть в течении 10-15 мин для сбора разрушенных деталей долота в нижней части корпуса фрезера; - циркуляцию необходимо остановить магнитный фрезер разгрузить на забой в зависимости от размера долота на 10-30 кН 1-3 тс и начать подъем соблюдая меры предосторожности; - бурильные свечи отвинчивать ключами АКБ или ПБК; - при извлечений металла на поверхность необходимо быстро отвести его в сторону и закрыть скважину; - после извлечения металла из фразера его необходимо тщательно вымыть. 5.1.13. Если после первого спуска фрезера или другого ловильного инструмента не удалось извлечь весь металл из скважины спуск его следует повторить. Процесс работы фрезером с воронкой аналогичен описанному в п. 5.1.12. 5.1.14. После извлечения с забоя при помощи магнитного фрезера большей части металла долота необходимо опустить трехшарошечное штыревое долото или торцевой срез. Работу фрезом долотом на забое рекомендуется производить роторным способом до углубления ствола скважины на 0 5-1 м. 5.1.15. Если при работе трехшарошечным долотом на забое возрастает крутящий момент на роторе появляются затяжки бурильной колонны при отрыве от забоя то во избежание поломки долота и бурильных труб его следует поднять из скважины и повторно опустить магнитный фрезер для очитки скважины от металла. 5.1.16. Аварии возникшие с бурильными головками колонковых долот ликвидируются теми же методами что и аварии с шарошечными долотами. 6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ 6.1. Если при работе турбобуром произошел срыв замковой резьбы его верхнего переводника соединяющего турбобур с бурильной колонной то для ликвидации аварии необходимо спустить один из следующие ловильных инструментов: метчик-калибр новый замковый ниппель или труболовку. 6.2. Если работы указанные в п. 6.1. оказались безрезультатными то необходимо для соединения с валом турбобура и ликвидации аварии спустить ловильный инструмент с центрирующим приспособлением метчик-калибр труболовку ловитель и др. . 6.3. Примерьте резьбы соединяющей верхний переводник о корпусом турбобура или переводника соединяющего корпус секций его между собой необходимо для ликвидации аварии спустить резьбовой калибр новый переводник или трубную ловушку обсадная труба с прорезями и вмятинами если позволяет диаметр скважины. 6.4. При отвинчивании ниппеля или срыва его резьбы аварию следует ликвидировать при помощи гладкого колокола или ловителя путем захвата за гайку вала турбобура или трубной ловушкой с вмятинами за верхнюю часть вала трубобура в сборе. 6.5. Если произошел слом вала турбобура по сечению промывочных отверстий и в скважине осталось долото переводник и нижняя часть вала то для ликвидации такой аварии следует применить метчик с центрирующим приспособленной гладкий метчик или колокол. 6.6. При сломе корпуса турбобура ликвидацию аварии следует производить методом захвата за верхний конец вала турбобура укороченным колоколом или калибр-колоколом имеющим тот же диаметр что и конец вала турбобура и аналогичную резьбу. При безрезультатных работах укороченным колоколом или калибр-колоколом следует при сломе корпуса трубобура спустить трубною ловушку с вмятинами по телу для заклинивания в ней турбобура. Диаметр обсадной трубы в этом случае должен быть на 5-8 мм меньше диаметра корпуса турбобура. На нижнем торце трубной ловушки с вмятинами следует устанавливать направляющую воронку или же развальцевать на 15-20 мм торец трубы. 6.7. Если при бурении турбобуром произошло отвинчивание гайки и контргайки и в скважине остался вал турбобура то для ликвидации аварии следует применить ловитель или колокол. 6.8. Если ловильные работы по ликвидации аварии с турбобуром не дали положительного результата следует произвести технико-экономическое обоснование на прекращение ловильных работ и целесообразность установки цементного моста и забуривания нового ствола. 7. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЧИХ ВИДОВ АВАРИЙ 7.1. Ликвидация аварий связанных с неисправностями бурового оборудования. 7.1.1.Если произошла авария из-за неисправности бурового оборудования вследствие выхода из строя одного или нескольких основных узлов буровой установки в процессе бурения что приводит к длительным задержкам буровых работ то необходимо принять меры по предотвращению прихвата бурильной колонны. 7.1.2. При падении или повреждении буровой вышки выходе из строя буровой лебедки силового привода буровых насосов талевой системы необходимо соответственно: - если поломана буровая вышка то для недопущения прихвата находящейся в скважине бурильной колонны следует принять срочные меры по восстановлению нагнетательной системы и промывки скважины; - если нагнетательная система не может быть быстро восстановлена следует промыть скважину при помощи цементировочных агрегатов; - если промывка скважины осуществляется глинистым раствором то в раствор следует ввести 10-15 % нефти; - если вышла из строя буровая лебедка то следует бурильную колонну поднять от забоя на несколько метров с помощью поврежденной лебедки соблюдая меры предосторожности или при помощи тракторов проворачивая лебедку ротором вести промывку через забой спуская ее на 5-10 см через каждый час. Работы по подъему бурильной колонны с помощью трактора необходимо проводить под руководством ответственного ИТР соблюдая правила техники безопасности; - если выходит из строя силовой привод необходимо приподнять колонну от забоя при помощи аварийного привода или тракторов; - если выходят из строя буровые насосы то необходимо поднять бурильную колонну в башмак промежуточной колонны в безопасный интервал ствола скважины или полностью; - при выходе из строя талевой системы во избежание прихвата бурильной колонны проводить те же меры что и при падении или поломке буровой вышки. 7.2. Если в скважину упал посторонний предмет то для ликвидации такой аварии необходимо: - с помощью геофизических приборов установить местонахождение металла; - сбить его на забой; - установить геометрические размеры форму вес предмета и соответственно им подобранный ловильный инструмент. В большинстве случаев для извлечения посторонних предметов рекомендуется использовать магнитные фрезеры пауки и др. инструменты. 7.2.1. Если упавший предмет клин ПКР роторный клин челюсть АБК не может быть извлечен магнитным фрезером то необходимо его измельчить путем взрыва аккумуляторных торпед или работы торцевыми фрезерами в сочетании с металлоуловителями в компоновке низа. Затем последующими спусками магнитного фрезера следует очистить забой от металла. 7.2.2. Если упавший в скважину металлический предмет не обнаружен в забое необходимо определить глубину нахождения металла геофизическим методом проработать открытую часть ствола скважины эксцентричным долотом сбить предмет на забой а затем извлечь его магнитным фрезером или пауком. 7.3. При ликвидации аварии допущенной при испытании скважины испытателем пластов в процессе бурения необходимо составить специальный план работ строго выполнять его под руководством ответственного ИТР УБР или ЦИТС. 7.4. Если при спуско-подъемных операциях насосно-компрессорных труб допущено их падение то ликвидацию аварии необходимо начать в следующей последовательности: - необходимо установить местонахождение аварийных НКТ уточнить состояние верхнего их торца муфты ниппель или тело трубы и расположение его по отношению к оси скважины; - опустить в скважину печать; - выбрать ловильный инструмент метчик колокол ловитель или труболовку ; - при эксцентричном расположении торца колонны насосно-компрессорных труб ловильный инструмент следует спускать с центрирующим приспособлением или изогнутой бурильной трубе; - при допуске ловильного инструмента м соединение его с торцом аварийных НКТ следует приступить к подъему колонны НКГ. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Инструкция по классификации расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ. М ВНИИОЭНГ. 1979. 2. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных газовых и газоконденсатных месторождениях. М. ВНИИБТ 1983г. 3.Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями ВПО Укргазпром. Харьков Укрниигаз 1964. 4. Инструкция по эксплуатации ремонту и учету бурильных труб. Куйбышев ВНИИТнефть 1979. 5. Руководство по предупреждению поломок элементов колонны бурильных труб при бурений скважин на площадях ВПО Укргазпром. Харьков Укрниигаз 1983 6. Руководство по предупреждению прихватов при бурении скважин на месторождениях и площадях ДДВ. Харьков Укрниигаз 1981. 7. Инструкция "Аллюминиевые бурильные трубы со стальными замками". Куйбышев ВНИИТнефть 1978. 8. Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на нефть и газ. Полтава ПО УкрНИГРИ 1982 9. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М Недра 1973. 10. Рекомендации по безаварийному ведению буровых работ и соблюдению техники безопасности. Грозный 1977. 11. инструкция по предупреждению и ликвидации осложнений вызванных желобными выработками в скважине. Краснодар ВНИИКрнефть 1975. 12. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. ВНИКрнефть М Недра 1976. 13. Серенко И.А. Сидоренко Н.А. Зарубежная техника и технология ликвидации прихватов колонны труб в глубоких скважинах. Серия Бурение. М "ВНИИОЭНГ 1977. 14. Временная инструкция по предупреждению осложнений и аварии при бурении скважин на площадях объединения Укрнефть. Киев УкрГипроНИИнефть 1975. 15. Руководство по предупреждению основных видов аварий при строительстве скважин различного назначения в предприятиях при строительстве скважин различного назначения в предприятиях ПО Союзбургаз М. 1982. 16. Руководство по предупреждению аварий с долотами и турбобурами при бурении скважин на месторождениях Укргазпром Харьков Укрниигаз 1982. 17. Руководство по предупреждению аварий и осложнений при креплении скважин на месторождениях ВПО Укргазпром. Харьков Укрниигаз 1982. 18. Инструкция по освобождению прихваченных труб в скважинах взрывом. М. Недра 1982. 19. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев ВНИТнефть» 1982. 20. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Самара ВНИИТнефть 1991. 21. Альбом элементов технологической оснастки обсадных колонн. Харьков. Укрниигаз 1979. 22. Инструкция по эксплуатации шарошечных долот при бурении нефтяных и газовых скважин. М. ВНИИБТ 1973. 23. Пустовойтенко И.П. Сельващук А.П. Справочник мастера по сложным буровым работам М Недра 1933. 24. Инструкция л о креплению нефтяных и газовых скважин.М. ВНИИКрнефть 1975. 25. Основные правила эксплуатации шарошечных долот с герметизированными маслонаполнениями опорами при бурении нефтяных и газовых скважин. Дополнение №1 к РД-39-2-51-78 . М.ВНИИБТ.1980. 26. Руководство по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях Укргазпром. Хорьков Укрниигаз 1984. Приложение I Геометрические размеры прочностные характеристикам бурильных труб первого класса Условный диа метр труб мм Толщина стенки мм Пло щадь попе речного сече ния см2 Растягивающая нагрузка соответствующая пределу текучести по группам прочности Д К Е Л М кН тс кН тс кН тс кН тс кН тс 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 класс 60 7 11 7 441 5 45 588 6 60 637 7 65 735 3 75 883 0 90 9 14 5 539 6 55 686 7 70 784 8 80 932 0 95 1079 1 100 73 7 14 5 539 6 55 336 7 73 784 3 80 932 0 95 1079 1 110 9 18 1 676 9 69 833 0 90 981 0 100 1177 2 120 1324 4 135 11 21 4 784 8 80 1030 0 105 1177 2 120 1373 4 140 1569 6 160 39 7 18 0 686 7 70 833 0 90 981 0 100 1128 2 115 1324 4 135 9 22 6 833 9 85 1123 2 115 1226 3 125 1422 5 145 1667 7 170 11 26 9 981 0 100 1324 4 135 1471 5 150 1716 8 175 1962 0 200 102 7 20 8 775 0 79 1030 0 105 1128 2 115 1324 4 135 1520 6 155 8 23 5 784 8 80 1128 2 115 1275 3 130 1471 5 150 1716 8 175 9 23 2 981 0 100 1275 3 130 1422 5 145 1667 7 170 1913 0 195 10 23 3 1079 1 110 1422 5 145 1559 6 160 1765 3 185 2109 2 215 114 7 24 3 833 0 90 1177 2 120 1275 3 130 1520 6 155 1707 0 174 8 26 7 981 0 100 1324 4 135 1422 5 145 1716 8 175 1962 0 200 9 29 8 1128 2 115 1471 5 150 1618 7 165 1913 0 195 2207 3 225 10 32 8 1226 3 125 1618 7 165 1765 8 180 2109 2 215 2403 5 245 11 35 7 1324 4 135 1765 8 180 1913 0 195 2256 3 230 2599 7 265 127 7 26 4 981 0 100 1275 3 130 1422 5 145 1667 7 170 1962 0 200 8 29 8 1128 2 115 1471 5 150 1618 7 165 1913 0 195 2207 3 225 9 33 4 1226 3 125 1618 7 165 1814 9 185 2109 2 215 2452 5 250 10 36 7 1373 4 140 1814 9 185 1962 0 200 2354 4 240 2697 8 275 140 8 33 1 1226 3 125 1618 7 165 1765 8 180 2109 2 215 2452 5 250 9 36 69 1373 4 140 1811 9 185 2011 1 205 2354 4 240 2697 8 275 10 40 7 1520 6 155 2011 1 205 2207 3 225 2599 7 265 2992 1 305 11 44 5 1667 7 170 2158 2 220 2403 5 245 2844 9 290 3237 3 330 168 9 45 166 7 170 2207 3 225 2452 5 250 2844 9 290 3286 4 335 10 49 7 1863 9 190 2452 5 250 2697 8 275 3188 3 325 3629 7 370