НПАОП 11.2-1.18-82

НПАОП 11.2-1.18-82 Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОГИИ СССР Всесоюзный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт буровой техники ВНИИБТ "Утверждаю" Первый заместитель Министра нефтяной иромыжленнос В.И. Игревскжй 08.09.1982 "Утверждаю" Заместитель Министра газовой промышленности М.И. Агапчев 09.09.1982 "Утверждаю" Заместитель Министра геологии СССР Р. А. Сумбатов 09.09.1982 Согласовано Заместитель Председателя Госгортехиадзора СССР Ю.Г. Терентмв 07. 09.1982 Согласовано с ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности Постановление от 17.12.1982 № 11 с ЦК профсоюза рабочих геологоразведочных работ Постановление президиума от 25.11.1982 № 10 Единые технические правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных газовых и газоконденсатных месторождениях третье издание Увеличение объемов и глубин бурения скважин выход на площади с более сложными геологическими и климатическими условиями прогресс в области техники и технологии строительства скважин накопленный опыт безаварийного скоростного буреяия и изменения организационно-структурного характера происшедшие со времени выхода в 1968 г. второго издания Единых технических правил вызвали необходимость разработки третьего издания настоящих Единых технических правил. В процессе работы над проектом Единых технических правил редакционной комиссией было учтено большое количество предложений я замечаний по изменению действующих Единых технических правил поступивших от белее чем 50 производственных объединений научно-исследовательских и проектных институтов военизированных служб по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и других организаций Миннефтепрома Мингазпрома и Мингео СССР. Третье издание Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных газовых и газоконден-сатных месторождениях подготовлено во Всесоюзном ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательском институте буровой техники ВНИИБТ . Редактирование третьего издания проведено комиссией в составе: Игревский В.И. председатель Аверин А.С. Агапчев Ы.И. Баиев А.Е. Бозырев Ю.С. Вадецкий Ю.В. Васильев В.А. Гельфгат Я.А. Даниленко О.Д. Емельянов Е.Н. Зинченко Д.И. Липсои Э.А. Магомедов М.З. Мурадов М.П. Назаров и.В. Орлов А.В. Перов А.В. Ресетов А.С. Ропяной Ю.С. Сумбатов Р.А. Терентьев Ю.Г. ХоЗотько В.И. Ясания А.Н. ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению работ связанных с проектированием и строительством нефтяных нефтегазовых газовых газокондвнсатных термальных скважин и подземных газохранилищ. Правила обязательны для мех организаций входящих в состав Министерства нефтяной промышленности министерства геологии СССР и Министерства газовой промышленности. При строительстве скважин в зонах многолетнемерзлых пород ММП на акваториях а также на месторождениях содержащих сероводород и другие агрессивные и токсичные компоненты в продуктивном пласте должны соблюдаться дополнительные требования регламентированные специальными документами учитывающими специфику проведения работ в этих условиях и требования охраны окружающей среды. 1.2. Правила обязательны при составлении проектов разведки разработки месторождений и строительства подземных газохранилищ а также для всех проектных конструкторских и производственных организаций при создании оборудования инструментов материалов и технологических процессов применяемых при строительстве нефтяных газовых газоконденсатных и термальных скважин. 1.3. Правила не регламентируют порядок ведения работ при ликвидации открытых фонтанов. 1.4. При строительстве скважины должны соблюдаться действующие правила охраны окружающей среды и недр правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности пожарной безопасности а также все действующие правила нормативы инструкции и другие руководящие документы РД являющиеся основанием для проектирования и строительства скважин. 1.5. Строительство скважин может быть начато только при наличии утвержденного технического проекта. Изменения и отклонения от него допускаются по согласованию с проектной и утвердившей его организациями. Исключение составляют лишь случаи аварийных ситуаций когда решение принимает руководитель организации осуществляющей буровые работы с последующим оповещением организации утвердившей проект. 1.6. Геологическая служба объединения управление геология союзных республик трестов вефтегазодобывающего управления НГДУ и др должна выдавать буровым организациям экспедициям управлениям буровых работ УБР трестам месторасположения устьев скважин в том числе кустовых не позднее П квартала года предшествующего планируемому. Сдача морского основания или приэстакадной площадки производится не менее чем за квартал до качала строительства скважин. Земельные участки отчуждаются не позднее чем через 2 месяце о монета выноса скважино-точек на местность. 1.7. Для работы в районах связанных с сезонным завозом месторасположение скважин выдается с учетом времени необходимого для завоза оборудования и материалов. 1.8. Запрещается осуществлять работы по строительству скважин без предварительного обустройства площади месторождения разведочной буровой. 1.9. Рекультивацию земель отведенных под строительство скважин следует производить согласно действующим РД. 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 2.1. Основным документом регламентирующим процесс строительства скважины является технический проект составляемый специализированными организациями и подразделениями в порядке установленном Миннефгепромом Мингазпромом и Мингео СССР. 2.2. Проект на строительство скважин должен быть утвержден и принят к исполнению не менее чем за 60 дней до начала строительно-монтажных работ. 2.3. Обязанности по осуществлению авторского надзора за выполнением проекта на строительство скважины возлагаются на проектную организацию в соответствии с Положением об авторском надзоре. 2.4. Технические проекты на строительство скважины составляются яа основе исходных геолого-геофизических данных выдаваемых геологическими подразделениями территориальных научно-исследовательских и проектных институтов или геологическими службами объединений управлений геологии союзных республик геофизических управлений и НГДУ. Ответственность за полноту и достоверность выдаваемых геологических материалов несет главный геолог - заместитель генерального директора объединения управления геологии союзных республик геофизического и нефтегазодобыващего управлений заместитель директора по научной работе в области геологии и разработки нефтяных месторождений проектных институтов. 2.5. Содержание проектов на строительство скважин должно соответствовать требованиям Методики составления технических проектов утвержденной в установленном порядке. 3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ. СТРОИТЕЛЬСТВО ВЫШЕК И ПРИВЫШЕЧНЫХ СООРУЖЕНИЙ. МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ 3.1. До начала работ вышечно-монтажной бригаде должны быть выданы наряды на строительство буровых сооружений и монтаж буровой установки схема расположения бурового оборудования и график обеспечения бригады оборудованием материалами инструментом транспортными средствами судовыми кранами подъемными и другими механизмами. 3.2. Монтаж буровой установки может быть начат только при наличии у руководителей работ выписки из утвержденного технического проекта на строительство скважины технических условий на монтаж оборудования проекта безопасной организации работ и другой необходимой технической документации на строительно-монтажные работы. Монтаж буровой установки на морских стационарных платформах МОП и приэстакадных площадках должен быть разрешён после принятия их государственной комиссией с участием представителя Госгортрзгнадзора. Б случае применения МСП с буровым и эксплуа-тационным оборудованием в модульном исполнении государственной комиссией принимается все сооружение в целом. 3.3. Строительные организации до начала вышечно-монтажных работ на морских стационарных платформах и приэстакадных площадках должны производить заглубление и закрепление водоотделяющих колонн установку стационарных технических средств охраны окружающей среды устройство фундаментов и настилов под буровое и силовое оборудование установку механизмов и приспособлений строительство жилищно-бытовых комплексов прокладку магистральных и автономных противопожарных водопроводов и стояков кабельных линий монтаж средств навигационной сигнализации. 3.4. До начала строительства буровых сооружений и монтажа бурового оборудования одиночной скважины или куста к площадке должны быть проложены подъездные пути пригодные для проезда автотранспорта и гусеничного транспорта в любое время года а также подготовлены места для разгрузки оборудования инструмента и материалов и при необходимости созданы условия для работы в ночное время. При невозможности обеспечения нормальной эксплуатации подъездных путей в течение всего цикла строительства скважины значительная отдаленность скважины от магистральных дорог заболоченность местности районы подверженные затопляемости паводковыми водами необходимо строить посадочные площадки и полосы для авиатранспорта а для скважин бурящихся на акваториях -оборудовать причалы. 3.5. Площадка предназначенная для монтажа буровой установки и строительства других производственных объектов должна быть свободна от посторонних наземных и подземных трубопроводов и кабелей очищена от леса кустарников травы и спланирована. 3.6. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию необходимо предусматривать сооружение твердого покрытия под полом буровой обеспечивающего сток раствора и жидкости из-под буровой или и специальной шахты о устройством для откачки скапливающейся в ней жидкости. 3.7. Настилы морской стационарной платформы и приэстакадной площадки должны иметь герметизированный обортованный поддон для сбора всех стоков и устройства для откачки скапливающихся в нем жидкости и грязи. 3.8. Основания буровой на многолетнемерзлых породах ММП должны предотвращать растепление и усадку их за счет сохранения поверхностного покрова отсыпки гравийной площадки тепло- и гидроизоляции грунтов устройства свайных фундаментов под тяжелое оборудование. При бурении в зове ММП необходимо обеспечить укрытие и обогрев всего оборудования иметь поселок для буровиков в арктическом исполнении а также запасы топлива инструментов материалов и т.д. Не разрешается нарушение равновесного состояния тундры поверхностного покрова образования термокарс-тов загрязнение окружающей среды в процессе строительства скважин. 3.9. До начала работ по передвижение крупных блоков бурового оборудования должен составляться проект передвижения и подготавливаться трасса их передвижения. Отключение воздушных линий электропередач связи а также устройство переездов через магистральные шоссейные и железные дороги пересекающие трассу передвижения блоков необходимо заранее согласовывать с соответствующими организациями. Водопроводы нефтепровода газопроводы кабельные линии и другие сооружения пересекающие трассу должны быть заблаговременно надежно защищены от возможных повреждений или временно демонтированы для предотвращения повреждения их передвигающимися блоками. 3.10. Буровая установка после окончания бурения и проведения всех предусмотренных техническим проектом работ должна быть подготовлена к демонтажу. Подготовка к демонтажу включает работы по очистке оборудования и инструмента от грязи льда и их смазку освобждению резервуаров емкостей от содержимого уборке инструмента с буровой крепление талевого блока и составлению акта о сдаче буровой на демонтаж. Буровой мастер совместно с представителями служб главного механика и энергетика буровой организации должны составить дефектную ведомость и акт о приемке-сдаче оборудования в комплекте или отдельными узлами. 3.11. Соединения коммуникаций гидравлических электрических и пневматических систем буровой установки и ее агрегатов должны быть как правило быстроразъемными и обеспечивать удобство и безопасность работ при их монтаже демонтаже и эксплуатации; находиться в легкодоступных местах и предохраняться от повреждений. 3.12. В буровой установке должно быть предусмотрено надежное крепление трубопроводов масляных воздушных топливных и других в защита их от механических и химических повреждений низких отрицательных температур а также от воздействия атмосферных осадков и агрессивных сред. 3.13. Топливные резервуары для двигателей внутреннего сгорания ДВС дол быть расположены на расстоянии не менее 20 и от наружных стен зданий и сооружений буровой включая и помещение в котором расположены ДВС. Топливопровод должен иметь два запорных устройства: одно у топливного резервуара а другое у машинного помещения на расстоянии не менее 5 и от его укрытия с внешней стороны. 3.14. Монтаж доливных и реагентных резервуаров следует осуществлять с учетом поступления раствора и реагентов самотеком: из доливных резервуаров при необходимости с автоматом долива -х устью скважины из резервуаров для хранения реагентов и нефти - в желоб после очистных устройств где предусмотреть перемешивание нефти л реагентов с буровым раствором. 3.15. На буровой необходимо иметь резервуары для содержания рабочего и запасного объемов бурового раствора а такие устройства для перемешивания и обогрева при низких отрицательных температурах. При бурении скважин которыми предполагается вскрытие зов с возможными газояефтепроявлениями или продуктивных горизонтов на вновь разбуриваемых площадях а также при бурении на газовых и газоконденсатных месторождениях месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД или содержанием сероводорода и других агрессивных и токсичных компонентов на буровой необходимо иметь постоянный запас бурового раствора в количестве равном объему скважины. Для всех других скважин объем запасного раствора должен определять с буровой организацией по согласованию с военизированной службой и указываться в техническом проекте. 3.16. Циркуляционная система для бурения газовых газоконденсатых и нефтяных скважин с высоким газовым фактором и аномально высокими пластовыми давлениями должна предусматривать возможность непрерывной дегазации бурового раствора с использованием специального оборудования системы регулирования давления сепараторов вакуумных дегазаторов и др. . 3.17. Нa месторождениях с ограниченными возможностями водоснабжения на буровых рекомендуется устанавливать резервуары для создания запаса технической и питьевой воды обеспечивающего бесперебойную работу буровой. На буровых необходимо предусмотреть замкнутый цикл использования воды исключающий ее сброс и загрязнение окружающей среды. 3.18. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность утяжеления приготовления а также перекачивания бурового раствора из запасных резервуаров в скважину и приемные резервуары и из последних - в запасные резервуары. 3.19. Монтаж буровых насосов и приемных резервуаров должен быть осуществлен с обеспечением работы насосов под залив или подпорой специальными насосами. 3.20. Для складирования утяжелителя глинопорошка химреагентов и наполнителей должны применяться блоки приготовления раствора БПР герметизированные контейнеры или строимая специальные площадки и складские помещения 3.21. На Крайнем Севере и приравненных к ним районах для работы в зимних условиях при низких отрицательных температурах вышечный силовой насосный блоки другие элементы и узлы буровой установки противовыбросового и вспомогательное оборудования пультов управления подсвечник ротор полати при работе без автомата спусксподъема АСП резервуары для долива скважины и обвязки трубопроводов должны иметь укрытие и обогрев с обязательным обеспечением в закрытых помещениях положительной температуры. Конструкция укрытия должна обеспечивать проветривание от загазованности при нефтегазопроявлениях а обвяэка трубопроводов манифольдная линия и стояк - иметь возможность их освобождения от жидкости. 3.22. Конструкция основания под вышку должна обеспечивать возможность его демонтажа при установленной на устье скважины фонтанной арматуры или противовыбросового оборудовавия. Запрещается производить демонтаж вышки и основания при наличии давления на устье скважины. 3.23. Буровая установка должна быть укомплектована устройством для очистки сжатого воздуха от влаги с целью предотвращения замерзания пневматических линий запорных и регулирующих устройств а также масловодообогревателями. 3.24. На буровой должен бы» предусмотрев сбор шлама 3.25. На газовых газоконденсатных и нефтяных месторождениях местоположение скважины должно выбираться на безопасном расстоянии от жилых поселков промсооружений магистральных автомобильных и железных дорог в соответствии с действующими строительными нормами и правилами. 3.26. Учет работ и баланса времени строительства буровой производится по суточному рапорту руководителя работ. 3.27. Буровое оборудование и все подъемные транспортные монтажные и другие механизмы должны направляться ва площадку строительства или перемещаться на новую точку в кусте с разрешения главяог старшего механика в глазного старшего энергетика буровой транспортной или другой организации устанавливающих пригодность оборудования и механизмов для выполнения работ по строительству и монтажу буровой. 3.28. Буровая установка должна быть обеспечена грузоподъемными устройствами.и приспособлениями для механизации трудоемких работ на буровой. На морской стационарной платформе МСП дополнительно должен быть установлен стационарный кран краны большой грузоподъемности для ведения погрузо-разгрузочных операций о морских плав средств. 3.29. После окончания монтажных работ вышечно-монтажная бригада должна произвести опрессовку нагнетательной системы буровых насосов на давление в 1 5 раза превышающей максимальное рабочее давление для минимального диаметра цилиндровых втулок насоса применение которых предусмотрено в техническом проекте  строительства скважины; опрессовку пневмосистемы проверку системы контрольно-измерительных приборов и автоматики КИПиА блокировок электрооборудования и цепей заземления. 3.30. Вышечно-монтажная или подготовительно-наладочная бригада должна осмотреть смазать и проверить в действии буровое и энергетическое оборудование перед передачей его буровой бригаде. Оконченная строительством и монтажом буровая установка должна приниматься комиссией в порядке установленном Правилами безопасности а нефтегазодобывающей промышленности. 3.31. Вышечно-монтажная бригада обеспечивается помещениями для отдыха сушки спецодежды для прораба бригадира столовой радио или телефонной связью аптечкой и средствами первой медицинской помощи а также инструкциями и плакатами по технике -безопасности пожарной безопасности и промсавитории. 4 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К БУРЕНИЮ 4.1. Подготовительные работы к бурению скважины оснастка талевой системы бурение и установка шурфа и др. должны производиться в соответствии о требованиями технического проекта. 4.2. Буровая установка до начала бурения должна быть укомплектована долотами бурильными трубами обсадными трубами под кондуктор и первую промежуточную колонну воли до ее спуска менее 30 сут. приспособлениями малой механизации набором ручного инструмента контрольно-измерительными приборами блокирующими устройствами пультов включения и отключения механизмов а такие ловильным инструментом противопожарным инвентарем аварийной сигнализецией переговорными устройствами. Кроме того буровая должна быть обеспечена необходимым запасом материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора под кондуктор и первую -промежуточную колонну. Запас бурового раствора и его свойства должны соответствовать требованиям технического проекта скважины. 4.3. На буровой должны быть помещения для бурового мастера с постоянной радио или телефонной связью для отдыха сменных вахт приготовления и приема пищи сушки спецодежды душевой а также помещения для производственных анализов и подбора рецептур бурового раствора. В случаях невозможности обеспечения ежесменной перевозки вахт к постоянному местожительству или вахтовому поселку на буровой деланы быть помещения для их проживания и отдыха. Указанные производственные помещения должны быть снабжены аптечкой с медикаментами и средствами оказания первой медицинской помощи противопожарный инвентарем необходимой документацией и плакатами по технике безопасности и эксплуатации бурового и противовыбросового оборудования. В условиях бурения скважин на месторождениях нефти и газа содержащих сероводород и другие агрессивные и токсичные компоненты для всех членов бригады на буровой должны быть необходимые средства индивидуальной защиты персонала. 4.4. Запас горючих и смазочных материалов на буровых должен храниться: в закрытых резервуарах емкостях имеющих четкую надпись о наименовании хранящихся в них материалов с указателями -уровня. Территория вокруг резервуаров с горюче-смазочными материалами долхна -быть обвалована согласно Правилам пожарной безопасности. 4.5. До начала бурения скважины или куста первой скважины а при необходимости из-за сложных условий и последующих руководством УБР экспедиции должна проводиться пусковая конференция с участием всего состава буровой бригады руководителей центральной инженерно-технологической службы ЦИТС районной инженерно-технологическойслухбы РИТС вышечно-монтажного подразделения и УБР экспедиции . К проведению пусковой конференции должны быть привлечены главные специалисты УБР технологи геологи механики энергетики экономисты а также представители общественных организаций. На этой конференции должно проводиться ознакомление бригады с техническим проектом на строительство скважины и технологией ее бурения. При продолжительности бурения скважины более 2 месяцев ежемесячно должны проводиться технологические беседы на которых подводятся итоги работы и рассматриваются особенности технологии бурения ва последующий период I месяц . Проведение пусковых конференций и бесед должно оформляться протоколом либо отмечаться в буровом журнале. 4.6. Главные механик и энергетик буровой организации или представители их служб совместно с буровым мастером до начала бурения обязаны ознакомить весь состав бригады о правилами и инструкциями по эксплуатации новых видов оборудования и инструмента и провести дополнительный инструктаж рабочих по технике безопасности при эксплуатации этого оборудования. Результаты инструктажа должны заноситься в специальный журнал. 5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И КИПиА 5.1. Оборудование эксплуатируемое буровой организацией должно иметь технические паспорта или формуляры установленного образца. Паспорта хранятся в службах главного механика и главного энергетика организации которые вносят в них сведения об эксплуатации ремонте и дефектоскопии оборудования. Запрещается эксплуатация оборудования не имеющего паспорта установленного образца. 5.2. Для обеспечения работы оборудования в пределах паспорт-вой характеристики оно должно знать запасные части и приспособления в объеме необходимом для производства технического обслуживания. Объем технического обслуживания устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по эксплуатации и ремонту оборудования. Кроме того на буровой должен быть создан запас быстроизнашивающихся деталей и узлов к оборудованию по перечню и в количестве утвержденной руководством буровой организации. 5.3. Выбор типа буровой установки должен производиться по ГОСТу исходя: - из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе; - из веса наиболее тяжелой обсадной колонны или ее секции он. п.13.4 . 5.4. Запрещается эксплуатация бурового оборудования агрегатов механизмов аппаратуры и трубопроводов имеющихся на буровой при неисправных контрольно-измерительных приборах или их отсутствии. Обязательный перечень КИПиА устанавливается Министерством по согласованию с Госгортехнадзором СССР. 5.5. Буровая установка долина иметь щит о приборами контроля и регистрации работы оборудования и параметров процесса бурения. Контрольно-измерительные приборы дешевы быть хорошо видны о поста бурильщика и защищены от вибрации и атмосферных осадков. 5.6. До начала в в процессе бурения систематически должны осуществляться проверка блокировки включения ротора при поднятых клиньях клинового захвата бурильных труб ограничителя подъема талевого блока и устройств по предотвращению перегрузки насосов по отключению компрессоров а также всех других предохранительных устройств средств защиты и контроля. 5.7. Контроль за техническим состоянием буровых вышек и их испытание на грузоподъемность должны производиться в соответствии с действующими положениями и требованиями Правил безопасности в вефтегаводобывающей промышленности. 5.8. На каждой буровой должен постоянно находиться комплект инструкций по эксплуатации всего оборудования и механизмов. Эксплуатация оборудования с нарушением инструкций запрещается. 5.9. Планово-предупредительный ремонт бурового и энергетического оборудования должен производиться по графику утвержденному главным инженером организации. 5.10. В случае аварии о оборудованием бурильщик или мастер обязан немедленно сообщить об этом руководству организации приняв соответствующие меры по предупреждению аварии в скважине исключению травмирования членов бригады и ремонту оборудования имеющимися средствами. 5.11. Аварии с оборудованием должны расследоваться и оформляться актом в соответствии с существующим порядком расследования аварий. 5.12. Восстановление ремонт и эксплуатация оборудования отработавшего установленный амортизационный срок но пригодного к дальнейшей эксплуатации в отдельных случаях допускается с разрешения руководства объединения треста управления геологии союзных республик при наличии акта специальной комиссии подтверждающего его пригодность к дальнейшей эксплуатации. 5.13. В период эксплуатации бурового и энергетического оборудования ответственность за его сохранность и выполнение правил эксплуатации возлагается на бурового мастера и буровую бригаду а контроль за эксплуатацией и соблюдением сроков профилактического ремонта - на службы главного механика и главного энергетика буровой организации и регламентируется Правилами безопасности в нефгегазодобывающей промышленности. б. МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАШЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ 6.1. I! ле спуска кондуктора или промежуточной колонны при бурении ниже которых до спуска очередной колонны ожидается вскрытие газовых газоконденсатных а также напорных нефтяных и водоносных горизонтов пластов с аномальновысокими давлениями при бурении разведочной или неизученной части разреза любой скважины устья их должны быть оборудованы противовыбросовыми установками. 6.2. Производственные объединения и управления геологии Со-юных республик деланы разработать типовые технологические и монтажные схемы обвязки а также составить инструкции по эксплуатации противовыбросового оборудования ПВО с учетом требований Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности ГОСТа на ПВО и специфических геологических условий каждой площади или группы площадей и месторождений. Эти схемы должны быть согласованы с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов а также с управлением округа или Госгортехнадзором союзной республики и утверждаться объединением или управлением геологии союзных республик. На каждой буровой типовая схема должна быть конкретизирована с учетом рельефа местности линий электропередач дорог бурового вспомогательного оборудования и других сооружений и ком»" муникаций. 6.3. При бурении на месторождениях с высоким содержанием сероводорода по объему б % и более в схемах противовыбросового оборудования обязательно применение превентора с глухими срезающими плашками. 6.4. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемный желоб с целью облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. 6.5. Линии глушения и дросселирования от превенторов должны быть направлены в сторону от проезжих дорог линий электроперв-дач котельных других производственных и бытовых сооружений с учетом розы ветрив и рельефа местности. 6.6. Длина линий глушения и дросселирования должна быть не менее 30 и для нефтяных и 100 м для газовых скважин и прокладываться с уклоном от устья а внутренние диаметры линий и установленных на них задвижек - соответствовать внутренним диаметрам отводов крестовины. Манифольд обвязки линий должен быть расположен в удобном для обслуживания месте линии глушения и дросселирования долины крепиться на специальных опорах забетонированных г грунт и обеспечивающих работу этих линий без деформации а их концы направляться в сбросовые амбары или на факелы. После блока задвижек допускается увеличение диаметров линий глушения и дросселирования относительно номинальных но не более 30 мм. 6.7. Все узлы обвязки противовыбросового оборудования должны собираться только с использованием заводских соединений. 6.8. Повороты линий глушения и дросселирования до блока задвижек допускаются с применением кованных угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством. 6.9. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов и пульт управления должны выводиться в легко доступное и безопасное место на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Дублер пульта гидравлического управления превенторами должен быть выведен к пульту бурильщика и постоянно включен. Импортное противовыбросовое оборудование должно монтироваться в соответствии с инструкциями разработанными фирмами-поставщиками. Проверку герметичности смонтированного импортного противовыбросового оборудования следует проводить в соответствии с требованиями для отечественных противовыбросовых установок. 6.10. Привод ручного дублирующего управления должен находиться в передвижной металлической будке или под навесом который должен быть выполнен из досок толщиной не менее 50 мм с металлической облицовкой толщиной 2 мм или из металлического листа толщиной не менее 5 мм со стенкой обращенной в сторону скважины и иметь освещение во взрывобезопасном исполнении. На стенке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесет: стрелки указывающие направление вращения штурвалов на закрытие цифры указывающие число оборотов штурвала до полного закрытия метка совмещение которой с меткой на валу штурвала соответствует закрытию превентора величина давления опрессовки колонии; диаметр установленных плашек и порядковый номер превентора снизу вверх. В будке должен находиться комплект ключей для фланцевых соединений цревенторной установки в другой необходимый инструмент. 6.11. До установки на устье скважины превенторы должны быть спрессованы водой на рабочее давление указанное в паспорте. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом. 6.12. Все трубопроводы арматура и задвижки входящие в комплект противовыбросовой установки после монтажа должны быть спрессованы на рабочее давление превенторной установки указанное в паспорте. Опрессовка должна оформляться соответствующим актом. 6.13. Превентор перед отправкой на буровую после его ремонта связанного со сваркой г токарной обработкой корпуса.должен бнть испытан на прочность. 6.14. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны хвостовика до разбуривания цементного стакана превенторная установка должна быть спрессована водой или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Результаты пpeccoки должны быть оформлены актом. На манифольде на видном месте должны бнть таблички о указанием допустимого давления для последней спущенной колонны я давленая гидроразрыва а на манометрах - нанесены специальные метки. 6.15. После разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1 0-3 0 и кондуктор или промежуточная колонна вместе о установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки герметичности цементного кольца у башмака колонны должны быть повторно спрессованы при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды и подъемом ее в башмак на 10-20 и в соответствии с требованиями Инструкции по испытанию скважины на герметичность . 6.16. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено только при наличии разрешения представителя военизированной слукбы по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. 6.17. На смонтированное противовыбросовое оборудование и колонную головку должна быть составлена в двух экземплярах ведомость в которой указывается: - заводской и инвентарный номер оборудования; - тип оборудования превенторов колонной головки гидроуправления и т.п. год выпуска; - диаметр проходного отверстия оборудования; - давление на которое рассчитан превентор; - давление опрессовки на ремонтной базе акт ; - внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных трубопроводов; - внутренний диаметр толщина стенки марка стали и длина трубы на которой устанавливается колонная головка; - тип и диаметр установленных задвижек; - давление опрессовля совместно с обсадной колонной на устье скважины акт ; - давление опрессовки цементного камня акт ; - размеры плашек установленных в превенторе; - размеры переходных катушек; - присоединительные размеры фланцев; - фактическая схема обвязки устья скважины с указанием размеров по вертикали; - копия сертификата на масло гидропривода; - перечень деталей и узлов входящих в комплект противовыбросового оборудования изготовленных на ремонтной базе с эскизами а также акты на дефектоскопию и на соответствие качества изготовленных изделий действующим техническим условиям ТУ ; - наименование газообразного агента в аккумуляторе давления; - копия сертификата на крепежные детали согласно ОСТам ; - давление опрессовки обратных клапанов акт ; - давление опроссовки манифольда акт ; - акт на выполненные работы по креплению выкидных линий; - разрешение военизированной службы до предупреждению возникновения и по ликвидация открытых газовых и нефтяных фонтанов на дальнейшее углубление скважины. Одни экземпляр ведомости указанных документов должен храниться в отделе главного механика буровой организации а другой - у мастера начальника буровой 6.18. Перед предполагаемым вскрытием продуктивных пластов с АВПД исправность противовыбросового оборудования проверяется буровым мастером и механиком еженедельно путем открытия и закрытия плашек превенторов с регистрацией результатов проверки в специальном журнале. Перед вскрытием пластов с АВПД а также при вскрытии и прохождении интервалов возможных нефтегазоводопроявлевий и дальнейшем их бурении до спуска очередной колонны исправность плашечных превенторов путам закрытия и открытия проверяется один раз в сутки с регистрацией проверок в журнале. При замене вышедших из строя деталей превентора и или ПВО смене его плашек на устье превенторы и обвязка должны подвергаться опрессовке с установкой пакера. 6.19. Плашки превенторов установленных на устье скважины должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В случав применения колонны бурильных труб разных диаметров не более трех размеров плашки превенторов должна соответствовать диаметрам верхних секций верхней секции колонны бурильных труб. На ыостках буровой необходимо иметь спрессованную стальную трубу по диаметру и прочностным 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. 6.20. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым должен быть закрыт универсальный превентор а если его нет -верхний плашечный 6.21. Перед закрытием превентора бурильная или обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии на талевсй системе; против плашек превентора должна располагаться гладкая часть бурильной или обсадной трубы а бурильный замок муфта должен находиться над столон ротора на уровне элеватора или АКБ для возможности выполнения работ. 6.22. После закрытия презентора необходимо принять меры по ликвидации проявления в соответствии с методикой глушения сква-жин при газонефтепроявлениях. 6.23. Перед спуском обсадной колонны перекрывающей напорные продуктивные горизонты с пластовыми давлениями выше гидростатических плашки одного из превентеров должны соответствовать диаметру спускаемой в скважину колонны. При отсутствии плашек под обсадную колонну на приемных мостках долхна находиться специальная бурильная труба с переводником под обсадную трубу. 6.24. Манометры на линиях глушения и дросселирования и межколонных отводах должны быть установлены на катушках или специальных фланцах с кранами высокого давления с масляными разделителями и шкалой на давление на 50 % превышающее давление опрессовки обсадной колонны. 6.25. На буровых где ожидается вскрытие напорных пластов необходимо иметь шаровой кран два обратных клапана с устройством для их открытия под давлением спрессованных на допустимое внутреннее давление бурильной колонны и окрашенных в красный цвет. 6.26. Вскрытие продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и месторождениях с АВПД должно производиться после проверки я установления готовности буровой к проведению этой работы. При проверке готовности буровой комиссия под председательством главного инженера УБР экспедиции с участием представителя военизированной службы должна установить наличие и состояние средств и материалов по борьбе с газонефтепроявлениями обученность буровой бригады а также состояние оборудования прежде всего проти-вовыбросового и ствола скважины. Результаты проверки должны быть оформлены актом. 7. БУРЕНИЕ 7.1. Бурение скважины может быть начато после окончания строительно-монтажных работ в соответствии с Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности. Буровая организация обязана кроме документов предусмотренных Правилами иметь в наличии технический проект на строительство скважины режимно-технологическую карту наряд нормативную карту на производство буровых работ. При кустовом методе строительства скважин выдача разрешения органом Госгортехнадзора обязательна только на бурение первой скважины в куста. 7.2. Условия и методика проведения буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе "скважина-пласт" а также с использованием газообразных агентов должны разрабатываться з соответствии с действующими РД и осуществляться по специальному техническому проекту. 7.3. Конструкция скважины долина выбираться исходя из требований охраны недр и окружающей среда горно-геологических условий и обеспечивать прочность скважины как технического сооружения изоляцию продуктивных и водонапорных горизонтов достижение проектной глубины минимального расхода материалов и средств на строительство скважины достижение запроектированных способов и режимов эксплуатации получение необходимой горно-геологической информации и максимального использования пластовой энергии для извлечения добываемых нефти газа газоконденсата с учетом изменения по глубине скважины давлений пластовых и гидроразрыва пород наличия осложнений ке ликвидируемых известными технологическими приемами и зсн несовместимости системы буровых растворов в соответствии с требованиями заказчика времени устойчивого состояния ствола скважины и уровня развития техники и технология бурения сквахив в данном отрезке времени. 7.4. Расчеты обсадных и бурильных колонн на прочность должны производиться в соответствии с действующими инструкциями и учитывать геолого-технические условия способ и вид бурения скважины наклонные вертикальные назначение скважины добывающая нагнетательная разведочная поисковая опорная и др. вид извлекаемого и нагнетаемого продукта нефть газ конденсат пар вода и т.п. . 7.5. Способы и режимы бурения забойными двигателями роторным или их комбинация а также типы долот должны выбираться с учетом геолого-техвнических условий проводки скважин и обеспечения достижения высоких технико-экономических и качественных показателей по интервалам бурения и в целом по скважине. Выбор типов долот способов и режимов бурения скважин должен осуществляться на основе данных полученных при проводке опорно-технологических и других скважин и по данным близлежащих скважин площадей . При проводке опорных поисковых и параметрических скважин они должны выбираться путем проведения специальных исследований в этих скважинах на основе существующей методики. Не допускается отступление от параметров режима бурения предусмотренного проектов без разрешения главного инженера буровой организации. Перевод с одного способа бурения на другой не предусмотренный проектом должен осуществляться по специальному плану предусматривающему подготовку ствола скважины бурильного инструмента оборудованием и КИПиА утвержденному руководством буровой организации и разработчиком проекта. 7.6. Гидравлическая программе бурения скважины должна обеспечивать наиболее полную очистку забоя и ствола скважины от выбуренной порода при минимальных гидравлических потерях. Рабочее давление нагнетания насосов должно составлять 0 75-0 8 ох допустимого давления для данного размера цилиндровых втулок. Удельные расход бурового раствора при роторном способе и электробурении должен быть в пределах 0 035-0 05 л/с*см2 площади забоя а при бурении гидравлическими забойными двигателями - не превышать 0 07 л/с * см2. Диаметр насадок гидромониторных долот должен выбираться из расчета получения скорости истечения струи не менее 80 и/о для всех способов бурения. При этом учитывая нерегулируемый привод насосов давление в насосах и расход бурового раствора для интервала бурения данным диаметром долота поддерживается постоянным. Должны применяться насадки в долотах только оптимального внутреннего выходного сечения. 7.7. Конструкция скважины в зове ММП должна обеспечивать надежную сохранность ее устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений. 7.8. Перед вскрытием напорного продуктивного горизонте газового нефтяного или водяного в колонну бурильных труб должен быть включен шаровой крав или специальное запорное устройство который должен находиться под ведущей трубой. 7.9. Бурение с поглощением и без выхода циркуляции при вскрытии продуктивного горизонта допускается только по специальной прогретые на основании письменного разрешения руководства буровой организации. 7.10. В турбинном бурении гидромониторные долота следует применять только о турбобурами шпиндели которых оснащены уплотнениями вала рассчитанными на заданный перепад давления в насадках долота. 7.11. При нормальной процессе бурения момент подъема долота  следует устанавливать по показаниям моментомера - для роторного бурения а для других способов - согласно действующим РД. 7.12. После бурения бурголовками обязательно расширение интервала отбора керна долотом сплошного бурения. 7.13. Пуск бурового насоса в ход должен производиться при открытой пусковой задвижке. Включение других насосов работающих параллельно производится только после полного восстановления циркуляции и снижения давления в нагнетательной системе до нормального. 7.14. Перед началом и после окончания долбления должна производиться промывка скважины при поднятом над забоем долоте. Продолжительность и интенсивность промывки регламентируются техническим проектом исходя из горно-геологических условий и конкретного состояния ствола скважины. 7.15. Необходимо систематически контролировать положение уровня бурового раствора в резервуарах насосов для чего их следует оборудовать век правило автоматическими сигнализаторами уровня и при изменении его положения связанного с поведением скважины принимать меры ло предупреждению возможных осложнений. 7.16. Подъем колонны бурильных труб из скважины после вскрытия газового горизонта должен производиться только тогда когда свойства бурового раствора одинаковы по всему циркулирующему объему и соответствуют заданным в геолого-техническом наряде ГТН 7.17. При длительных простоях бурящейся скважины бурильная колонна должна быть спущена до башмака обсадной колонны или в безопасную зону превенторы закрыты скважина заполнена соответствующим качественный раствором и находиться под постоянным наблюдением. Периодичность промывок и проработок должна быть определена специально разработанным планом утвержденным руководством буровой организация. 7.18. При простоях бурящейся скважины длительностью более одного месяца вскрытые газовые пласты должны быть изолированы. 7.19. Для обеспечения проектной траектории ствола скважины необходимо применять наиболее эффективные для данных условий бурения агрегаты инструменты и компоновки низа бурильной колонны. 7.20. Изменение компоновки виза бурильной колонны КНБК в процессе бурения в сторону увеличения ее жесткости не рекомендуется. Каждое изменение жесткости КНБК должно быть технологически обоснованно проверено расчетным путем и зафиксировано в режимно-технологической карте. В случае крайней необходимости увеличение жесткости допускается после тщательной проработки открытого ствола скважины этой компоновкой. 7.21. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость проходки должна ограничиваться до значений при которых обеспечивается дегазация бурового раствора. 7.22. В процессе бурения скважины необходимо осуществлять контроль за траекторией ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется горно-геологическими условиями бурения проектной и. фактической траекторией ствола скважины. 7.23. О работах проведенных на буровой буровой мастер или начальник буровой ежесуточно должен представлять руководству организации суточный рапорт по единой установленной форме. Вместе о суточным рапортом должны прикладываться диаграммы всех регистрирующих контрольно-измерительных приборов установленных на буровой. 7.24. На буровой ежесменно должны заполнять вахтовый журнал журналы показателей свойств бурового раствора и расхода химреагентов утяжелителя глины; работы дизелей насосов и другого оборудования замера бурильной колонны работы породоразрушающего инструмента с указанием износа по КОДу хозрасчетную карточку и другие документы. Все эти документы должны иметь единую установленную форму и должны быть созданы необходимые условия для их заполнения и сохранения. По окончании бурения скважины все эти документы должны быть переданы в соответствующие отделы буровой организации. 7.25. Скважины заложенные на морских стационарных платформах со сложными геологическими условиями с проектной глубиной 4500 и и более а на суше 5500 м и более должны быть обеспечены круглосуточным инженерный контролем за технологическим процессом бурения для чего штаты на этих буровых должны соответствовать указанным требованиям. 7.26. Целесообразность бурения одиночных наклонных скважин и наклонных скважин сгруппированных в кусты должна быть обоснована технико-экономическими расчетами в техническом проекте. 7.27. Выбор буровой установки для бурения наклонных скважин должен осуществляться не по вертикальной глубине залегания проектного горизонт а по длине ствола скважины с учетом дополнительных сил сопротивления возникающих при подъеме наиболее тяжелой колонны. 7.28. Фактическое положение ствола наклонной скважины в пространстве и ее забоя в продуктивном горизонте должны регламенжироваться допусками на отклонение от проектного их положения устанавливаемыми маркшейдерской службой в зависимости от конкретных геолого-технических условий площадки где осуществляется бурение. 7.29. В проекте на строительство наклонных скважин должно быть уделено особое внимание правильному выбору типа бурового раствора методам и техническим средствам крепления ствола скважины учитывающим специфику условий бурения наклонных скважин а также вопросам предупреждения искривления вертикального участка ствола наклонной скважины особенно если последний значительный по протяженности. Выбранные тип профиля компоновки низа бурильной колонны параметры режима бурения темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий должны предотвращать протирание обсадных колонн желобообразование затяжки и заклинки инструмента и геофизических приборов. 7.30. В процессе бурения наклонных скважин режимы проработки и расширения ствола должны регламентироваться из расчета предупреждения самопроизвольного забуривания второго ствола. 7.31. В управлениях буровых работ в экспедициях глубокого бурения осуществляющих проводку наклонных скважин должны быть организованы службы инженеров специализированных на производстве работ связанных с процессом ориентирования отклоняющих инструментов и управления проводкой ствола скважины при ее углублении а также других специальных работ. 7.32. Буровые мастера бурильщики и помощники бурильщиков участвующие в бурении наклонных скважин должны пройти специальные курсы и получить удостоверения на право ведения работ при проводке наклонных скважин. Запрещается осуществлять бурение наклонных скважин буровым мастерам бурильщикам и помошникам бурильщиков не имеющим указанных удостоверений. 7.33. При проектировании и бурении наклонных скважин особенно глубоких глубиной свыше 2 5-3 0 тыс. м рекомендуется применять способы и средства позволяющие использовать приборы для контроля геометрических параметров ствола скважины и положения отклоняющего устройства а также телеметрические системы. 7.34. При бурении наклонных скважин разрешается осуществлять спуск геофизических приборов внутри бурильных труб с принудительным проталкиванием струей бурового раствора. При бурении таких скважин электробурами геофизические приборы должны спускаться на бурильных трубах снаряженных кабелем. 7.35. Забуривание второго и последующих стволов скважины должно осуществляться по специальному проекту в случаях вoccтaновления бездействующих скважин эксплуатационного фонда а также в аварийных случаях ао специально разработанному плану когда применение других методов ликвидации аварий неэффективно. 7.36. Забуривание вторых и последующих стволов рекомендуется осуществлять о помощью забойных двигатели снабженных отклоняющими устройствами и наиболее эффективными для этой цели породоразрушающими инструментами. В отдельных случаях можно применять уипстоки и другие стационарные отклоняющие приспособления. 8. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ МАТЕРИАЛЫ И ХИМРЕАГЕНТЫ 8.1. Тип и показатели свойств бурового раствора должны обеспечивать безаварийные условия проводки скважины качественное вскрытие продуктивных горизонтов и могут быть изменены в порядке согласно п. 1.5 настоящих правил. 8 2. Плотность бурового раствора если она не вызывается необходимостью обеспечения устойчивости стенок скважины в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающего пластовое перовое на величину: 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м интервалов от 0 до 1200 м но не более 1 5 МПа 15 кгс/см2 ; 5-10 % для скважин глубиной до 2500 м интервалов ot I200 до 2500 м но не более 2 5 МПа 25 кгс/см2 ; 4-7 % для скважин глубиной более 2500 и интервалов от 2500 ы до проектной глубины но не более 3 5 Ша 35 кгс/см . В интервале где снижение гидростатического давления создаваемого буровым раствором не мокжт привести к выбросу или потере устойчивости стенок скважины бурение иожно вести при отрицательных дифференциальных давлениях в соответствии с техническим проектом или по программе утвержденной главный инженером буровой организации. 8.3. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового раствора по замерам раствора освобожденного от газа от установленных проектом предельных величин болызе чем на +/-20 кгс/м 0 02 г/см . Это отклонение должно находиться в пределах значений указанных в пункте 8.2. 8.4. Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем и их расход должны производиться в соответствии с подобранной рецептурой и регистрироваться по каждой смене отдельно. 8.5. В процессе бурения скважин в нормальных условиях необходимо контролировать показатели свойств бурового раствора не реже: плотность и вязкость через час СНС водоотдачу температуру рН содержание твердой фазы и песка толщину фильтрационной корки - два раза в смену а содержание солей в фильтрате - два раза в неделю. Контрольные показатели свойств бурового раствора должны фиксироваться в специальном журнале. 8.6. При разбуривании газовых горизонтов и при бурении скважин в осложненных условиях показатели свойств бурового раствора следует контролировать: плотность и вязкость через 10-15 минут СНС и водоотдачу .температуру - каждый час содержание нефти в растворе один раз в 10 дней. Указанные свойства должны регистрироваться в журнале. После вскрытия газового пласта -при отсутствии на буровой газокаротажной станции два раза в смену должен производиться контроль бурового раствора на насыщенность газом. 8.7. При применении ингибированных буровых растворов с малым содержанием твердой фазы эмульсионных на нефтяной основе и др. не менее один раз за долбление следует осуществлять контроль показателей свойств характерных для каждого специального раствора согласно инструкциям по юс приготовлении и использованию . 6.8. При обнаружении в буровом растворе газа свыше 1 0 % должны приниматься меры по его дегазации выявляться причины насыщения жидкости газом работа пластов вспенивание и т.д. а проводиться мероприятия по их ликвидации. 8.9. Рецептура и матодика обработки и утяжеления бурового раствора должны разрабатываться местными лабораториями или лабораториями территориальных научно-исследовательских и проектных институтов НИПИ . 8.10. При бурении поисковых опорных параметрических и разведочных скважин на буровой необходимо иметь запас бурового раствора в количестве согласно пункта 3.15 настоящих правил а также запас глины утяжелителей и химических реагентов обеспечивающих возможность быстрого приготовления раствора и изменения его свойств в соответствии с условиями бурения. 8.11. При бурении скважины с промывкой забоя утяжеленными и химически обработанными буровыми растворами на буровой должен быть запас утяжелителя и необходимых реагентов в количестве обеспечивающим непрерывную работу буровой с учетом конкретных геолого-технических условий. 8.12. При работе с химическими реагентами необходимо руководствоваться правилами по технике безопасности и инструкциями по их применению. 8.13. Для уменьшения расхода химических реагентов ввод их в буровой раствор следует производить только после очистки последнего от выбуренной породы. 8.14. 1елоба и приемные резервуары должны очищаться регулярно по мере накопления в них шлама. 8.15. Запрещается повышение плотности бурового раствора находящегося в скважине путем закачивания отдельных порций тяжелого раствора с длительными перерывами на заготовку новых. Утяжелеиие бурового раствора должно производиться при циркуляции его в процессе всего цикла. 8.16. На скважинах при бурении которых используется большое количество утяжелителя необходимо осуществлять его регенерацию. 8.17. После окончания бурения скважины в кусте избыток хи- мически обработанного раствора следует использовать для бурения других скважин и на другие цели. 8.18. На буровых особенно расположенных на акваториях очищенный с пола остаток бурового раствора и грязь скапливающаяся при спуско-подъемных операциях СПО а также выбуренная порода должны собираться в тару и отправляться в заранее отведенные места в целях обеспечения охраны окружающей среды. 8.19. Качество буревого раствора должно обеспечивать строительство скважины в нормативные сроки и предотвращать загрязнение окружающей среды в процессе бурения. 8.20. Очистка бурового раствора должна осуществляться виброситами гидроциклонами и другими механизмами определяемыми проектами на строительство скважин. Запрещается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора. 9. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ 9.1. Спуско-подъемные операции скорости спуска и подъема момент начала подъема промежуточные промывки расширки проработки и др. операции должны производиться з соответствии с техническим проектом на строительство скважин режимно-технологической картой или указанием бурового мастера начальника буровой инженерно-диспетчерской служба руководства РИТС или разведки. Особое внимание должно быть обращено на величину колебаний гидродинамического давления с целью предупреждения потеря устойчивости cтенок скважины и гидроразрыва пластов. 9.2. При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъел бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта. 9.3. Для проведения работ по спуску подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть снабжена комплектом механизмов и приспособлений малое механизации с учетом конкретных условий проводки скважины и в соответствии с предусмотренными нормативами министерств. 9.4.. Эксплуатация талевого каната должна производиться в соответствии с действующей инструкцией. 9.5. Оснастка талевой системы буровой должна соответствовать требованиям технической характеристики буровой установки определенной техническим проектом. 9.6. При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же показателями свойств что и у раствора находящегося в ней. При этом его уровень в скважине должен поддерживаться у устья. В случав подъема бурильной колонны в поглощающей скважине руководствоваться п. 7.9. 9.7. Количество вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого бурового раствора при их подъеме должно контролироваться и фиксироваться в журнале. 9.8. Запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневании скважины. При первых признаках поршневания подъем следует прекратить и произвести промывку и проработку скважины. 9.9. При невозможности ликвидировать сифон промывкой и проработкой из-за зашламленности турбобура долота или по другим причинам подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях и тщательном контролировании уровней бурового раствора в скважине приемных и доливных резервуарах. 9.10. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать из скважины на первой скорости. 9.11. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора. 9.12. Запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора. 9.13. Если во время спуско-подъемных операций начинается перелив бурового раствора через устье скважины СПО следует прекратить закрыть превентер в соответствии с пп. 6.20 6.22 настоящих правил. 9.14. При спуске утяжеленных бурильных труб УБТ и бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными или автоматическими ключами контролируя зазор между соединяемыми элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента установленную действующей инструкцией. 9.15. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны. 9.16. Конструкция подсвечника должна обеспечивать удаление стекающего с труб бурового раствора и обогрев нижних концов труб при отрицательных температурах окружающего воздуха. 9.17. Посадка бурильной колонны на ротор во время спуско-подъемных операций должна производиться плавно без толчка и ударов. 9.18. При появления посадок во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует производить промывку или проработку ствола скважины. Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от различных технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологической службой буровой организации. 9.19. Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки. 9.20. Установку ведущей трубы в шурф следует производить с помощью специальных приспособлений аатозатаскивателя направляющего желоба и др. . 9.21. Запрещается оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство предупреждающее падение посторонних предметов в скважину. 9.22. При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений. 9.23. Размеры сменных клиньев пневматического клинового захвата ротора ПКР в губок механизма захвата свечи АСП при работе с комплексом АСП должны соответствовать наружным диаметрам бурильных труб и УБТ. 9.24. Колонна бурильных обсадных груб и УБТ захватываемая пневматическим клиновым захватом должна быть составлена о учетом допустимых нагрузок на нее приведенных в инструкция по эксплуатации ПНР. 9.25. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады поднимать или спускать колонну труб при неполностью подвитых клиньях вращать стол ро- тора при поднятых клиньях работать с деформированными бурильными или обсадными трубами. 9.26. Буровой мастер начальник буровой должен осуществлять проверку состояния спуско-подьемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал. Дефектоскопия спуско-подъемного оборудования должна производиться в соответствии с действующей инструкцией по дефектоскопии. 10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЕДУЩИХ ЛИШЕННЫХ И БУРИЛЬНЫХ ТР/Б ЗАМКОВ И ПЕРЕВОДНИКОВ 10.1. Комплектацию эксплуатации ремонт и учет работы труб и замков к ним следует производить в соответствии с действующей инструкцией по комплектации учету работы в списании бурильных труб о использованием результатов проверки их методами дефектоскопии и гидроопрессовки. 10.2. В процессе бурения скважины все бурильные грубы в замки к ним ведущие утяжеленные трубы в переводники должны проверяться визуально по износу наружной поверхности резьбовых соединений а также методами неразрушающего контроля в зависимости от юс нагруженности и интенсивности работы в сроки указанные действующими инструкциями. Нормы отработки бурильных труб УБТ переводников опорно-центрирующих элементов и их рззьбовых соединений регламентируется действующими инструкциями в зависимости от их прочностных характеристик и диаметра глубин скважив в геолого-технических узлов . бурения. 10.3. Замки навинчиваемые на трубы должны подбираться по натягам резьбы в соответствии с установленными нормами. Невинчивание бурильных замков на стальные трубы должно производиться только в нагретом состоянии согласно действующей инструкции а на легкосплавные трубы как в горячем так и холодном состоянии на специальных сборочных станках в соответствии о Инструкцией по сборке и эксплуатации этих труб. 10.4. Бурильные трубы входящие в комплект должны иметь маркировку в соответствии с действующей инструкцией. Эксплуатация труб на имеющих маркировки запрещается. 10.5. Паспорта на комплект бурильных труб ведущую трубу УБТ и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны должны заполняться трубной базой площадкой и вестись с момента сборки до их списания. Паспорта списанных комплектов вышеуказанных элементов компоновки бурильной колонны должны храниться вместе с другими архивными материалами в течение трех лет. 10.6. До начала бурения скважины должна проверяться прямолинейность ведущей трубы. В случае обнаружения кривизны или спирали превышающей допуски предусмотренные в технических условиях ведущая труба должна быть отправлена на ремонт. 10.7. Бурильные трубы и УБТ до начала бурения должны быть уложены на приемные мостки или на специально отведенные площадки стеллажи по комплектам. При кустовом методе строительства скважин разрешается передвижение буровой вышки с установленными за пальцами бурильными трубами. 10.8. Буровой мастер начальник буровой обязан замерить длину бурильной колонны о указанием размеров типов труб категорий прочности и толщин стенок и получить от трубной базы выписки из паспортов на комплекты труб с актами на их опресссвку и дефектоскопию а также паспорта и эскизы прочего инструмента и элементов компоновки бурильной колонны. Компоновка бурильной колонны должна соответствовать проектной. Буровой мастер начальник буровой несет ответственность за правильное использование комплекта и заполнение выписки из паспорта. 10.9. При роторном бурении когда в промежуточной колонне предполагается выполнить большой объем работ свыше 900 ч вращения или 90 рейсов бурильной колонны в зоне обсаженной части стволов скважин над каждым замком бурильных труб рекомендуется устанавливать резиновые кольца протекторы которые по мере взноса заменяются новыми. Под ведущую трубу следует устанавливать специальный протектор предохраняющий приустьевую часть колонны которую следует оборудовать толстостенными обсадными трубами. 10.10. При перевозке труб нельзя допускать их прогиб. Ведущие трубы необходимо перевозить в защитных кожухах соответствующего диаметра. 10.11. При транспортировке труб все резьбовые соединения должны быть защищены предохранительными кольцами и ниппелями. 10.12. Свечи бурильной колонны по возможности должны подбираться одинаковой длины. Разница в их длинах допускается не более 0 75 м; причем свечи минимальной длины деланы выступатъ над перилами стационарной люльки из менее чей на 0 5 и а максимальной - не более 1 55 м. В случае невозможности выполнения этого требования и работы без АСП вышка должна оборудоваться передвижной люлькой. При бурении электробуром длины труб и свечей подбираются в соответствии с инструкцией по технологии бурения нефтяных и газовых скважин электробурами . 10.13. При заталкивании труб и УБТ в буровую необходимо исключить их прогибы и удары о ротор и другие металлические предметы. 10.14. При ввинчивании труб и свечей не разрешается сталкивание конуса замка в муфту. 10.15. Бурильные трубы и УБТ ори разборке свечей должны быть уложены в ряды аа мостки или отдельно стоящие стеллажи комплектно по типоразмерам категориям прочности толщинам стенок очищены от грязи а резьбы - смазаны. 10.16. Уложенные в соответствии с п. 10.15 комплекты труб на буровой должны сдаваться буровым мастером трубной базе площадке вместе с выпиской из паспорта на трубы. 10.17. Перед ремонтом все бурильные трубы должны проверяться визуально инструментальным обмером и методами дефектоскопии а после ремонта - подвергаться гидравлической опрессовке. Давление опрессовки регламентируется действующими инструкциями. 10.18. Буровые организации должны иметь трубы с левой резьбой. Комплекты по длине и прочностным характеристикам должны соответствовать максимальной глубине скважин данного района. 10.19. При бурении скважин легкосплавными бурильными трубами ЛЕТ помимо выполнения требований данного раздела обязательно выполнение требований Инструкции по их эксплуатации. 10.20. Дефектные трубы и переводники обнаруженные в процессе их эксплуатации или плановой очередной проверки дефектоскопией и гидроопрессовкой должны быть удалены из бурильной колонны. На них следует делать четкую надпись "брак" и укладывать их на специально отведенной площадке. 10.21. Перед отправкой на буровую бурильные утяжеленные и ведущие трубы как новые так и после ремонта должны проходить визуальный осмотр обмер замков и труб по наружной; диаметру опрессовку проверку методами дефектоскопии. Такую же проверку и опрессовку должны пройги трубы при перевозке с одной буровой на другую. 10.22. В процессе бурения скважины бурильные трубы должны подвергаться опрессовке и проверке методами дефектоскопии и толщинометрии согласно действующей инструкции и в сроки устанавливаемые для данного района. После испытания трубами критических нагрузок они должны подвергаться аналогичной проверке. 10.23. Расследование аварий с трубами должно производиться в соответствии с Инструкцией о порядке разбраковки труб нефтяного сортамента и расследования аварий с ними. Списание отбракованных бурильных труб должно производиться в установленном порядке. II. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ И ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ 11.1. В буровых организациях на основе действующих общесоюзных инструкций по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений должны быть разработаны мероприятия по предупреждения аварий и осложнений при бурении скважин учитивающие геолого-технические особенности района сужение обвалообразование желобообразование прихваты и др. . 11.2. Извещения о всех авариях с человеческими жертвами а также об авариях I и I I категорий посылаются немедленно по телеграфу или телефону в соответствии с Инструкциями Госгортехнадзора СССР. 11.3. При составлении плана ликвидации аварии должно предусмотрено использование таких методов и средств которые позволили бы помимо ликвидации аварий в кратчайшие сроки обеспечить соблюдение условий охраны недр и окружающей среды. 11.4. Если в процессе бурения возникли признаки слома бурильной колонны ее не герметичности или разрушения долота колонна бурильных труб должна быть поднята. 11.5. При заклинивании колонны бурильных труб во время ее подъема вследствие затяжек запрещается ликвидировать аварию путем натяжения сверх собственного веса бурильной колонны. Попытки ликвидации аварии на первом этапе должны сводиться к разгрузке и проворачиванию колонны. 11.6. Прерывать процесс ликвидации аварии и отвлекать буровую бригаду на другие работы запрещается. 11.7. Редание о прекращении работ по ликвидации аварии должно приниматься производственным объединением или управлением геологии союзных республик и согласовываться с министерством в установленном порядке. 11.8. Каждая буровая установка обеспечивается ловильным инструментом по номенклатуре утверждаемой объединением или управлением геологии союзных республик в зависимости от глубины скважины ее удаленности от баз производственного обслуживания и других условий. Легальный инструмент должен быть проверен и полностью подготовлен к работе обеспечен необходимыми переводниками и надлежащий хранением. Кроне того в буровых организациях должен храниться запас ловилъного инструмента различного назначения в исправном состоянии. 11.9. Буровой мастер обязан проверить исправность ловильных инструментов составить на них эскизы которые должны храниться вместе с технической документацией. Перед спуском ловильного инструменте в скважину должна быть составлена схема общей компоновки его и ловильной части с указанием основных размеров а также диаметров проходных отверстий переводников и ловильного инструмента. 11.10. До спуска ловильного инструмента должна быть подсчитана или определена существующими методами геофизическими механическими и др. глубина нахождения "головы" оставшегося в скважине предмета. 11.11. При спуске ловилъный инструмент и все замковые соединения бурильных труб обязательно должны крепиться машинными или механизированными ключами. Доведение ловильного инструмента до "головы" слома производится с одновременной промывкой. 11.12. Во время ловильных работ закрепление метчика колокола и других подобных ловильных инструментов с оставшейся в скважине частью бурильной колонны должно производиться ротором с использованием ведущей трубы. Не следует окончательно закреплять ловилъный инструмент до восстановления циркуляции бурового раствора. 11.13. В скважинах где в процессе ловильных работ могут возникнуть проявления в виде переливов и выбросов длина бурильных труб при спуске по возможности должна подбираться таким образом чтобы в плашках превентора находилась бурильная груба а в роторе - ведущая труба 11.14. При установке жидкостных нефтяной водяной кислотной ванн плотность бурового раствора находящегося в скважине должна компенсировать снижение противодавления на пласт. 11.15. Ловильный инструмент после соединения его с ocтавшейся в скважине бурильной колонной должен подниматься плавно. Развинчивание труб ротором запрещается. 11.16. При извлечении оставленных в скважине стального каната или каротажного кабеля запрещается спуск в скважину ловильного инструмента без специального ограничителя для предупреждения заклинивания его. 11.17. Изношенный ловильный инструмент должен немедленно изыматься из упогребления. 11.18. При перевозке ловильного инструмента соединительные резьбы должны защищаться от повреждений 11.19. Погрузка и разгрузка ловильного инструмента должна производиться подъемными средствами или по накатам. Запрещается сбрасывать ловилъяый инструмент на землю. 11.20. Диаметр труб с левой резьбой спускаемых в скважину для откачивания должен соответствовать или быть больше диаметра извлекаемых труб с учетом проходимости в открытом стволе; при атом плашки одного из превентеров должны соответствовать диаметру применяемых труб с левой резьбой. 11.21. Отрыв прихваченного инструмента торпедированием следует производить по специальному плаву согласованному с геофизической службой. 11.22. При появлении признаков газовефтеводопроявления необходимо принять меры предусмотренные методикой глушения скважин при газовефтеводопроявлениях а также немедленно сообщить руководству буровой организации и военизированной службе об этом. 11.23. Члены каждой вахты должны быть обучены практическим действиям при ликвидации газовефтеводопроявления их обязанности при выполнении этой работы должны быть указаны в аварийном расписании вывешенном в культбудке. Буровой мастер по утвержденному руководством буровой организации графику должен устраивать учебные тревоги о каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в журнале по технике безопасности. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить инженерно-технические работники ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок. 11.24. При явных признаках начала открытого фонтанирования буровая должна быть обесточена произведена остановка двигателей. На территории прилегающей к фонтанирующей буровой необходимо потушить технические и бытовые топки остановить ДВС запретить курение и пользование открытым огнен и т.д. запретить движение транспорта и пешеходов вызвать военизированный отряд по ликвидации фонтанов машины пожарной охраны и принять меры к сбору жидкости изливающейся из скважины. Работы по ликвидации открытого фонтана должны производиться по специальному плану разработанному штабом создаваемым приказом по объединению управлению геологии союзной республики. 11.25. После закрытия превенторов необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины. При появлении грифонов угрожающих разрушением устья екважваы следует производить разрядку скважины через выкидные линий превентора с одновременной закачкой жидкости в бурильные трубы. 11.26. До прибытия на скважину мастера инженерно-технических работников ответственным за выполнение первоочередных меро-приятий предупреждающее переход газонефтепроявлений в открытый фонтан является бурильщик. Разработка мероприятий по ликвидации открытого фонтана должна осуществляться штабом который должен нести полную ответственность за результаты их проведения. Работы на устье фонтанирующей скважины должны проводиться военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов или членами добровольной газоспасательной дружины ДГСД прошедшими специальное обучение. 11.27. Оборудование аварийный инструмент приспособления и механизмы для ликвидации открытых фонтанов а также взрывобезопасный инструмент для работы в условиях нефтегазопроявлений и защитные средства должны находиться всегда в полной готовности на складе военизированной службы по ликвидации фонтанов. 11.28. На месторождениях где возможны проявления с содержанием сероводорода и других агрессивных и токсичных компонентов буровые бригады должны быть дополнительно обучены безопасный приемам работы в соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и Инструкцией по безопасности работ при разработке нефтяных газовых и газоконденоатных месторождений содержащих сероводород . 11.29. При ведении изоляционных работ для ликвидации поглощения необходимо руководствоваться действующей инструкцией по предупреждению и ликвидации поглощения бурового раствора при бурения скважин. 11.30. При частичном поглощении бурового раствора и при полной потере циркуляции должны быть приняты меры для изоляции зон поглощения применение наполнителей тампонажные работы спуск обсадной колонны и др. . Если поглощение-ликвидировать не удалось следует решать вопрос о возможности бурения с частичным поглощением или без выхода циркуляции согласно пункта 7.9 настоящих правил. 11.31. С целью предупреждения прихватов инструмента необходимо использовать добавки в буровой раствор веществ обладающих повышенной сказывающей способностью. 11.32. Разрушение и разбуривание обратных клапанов направляющих пробок и других элементов оснастки обсадной колонны следует производить специальными забойными фрезами. Применение для этих целей пикообразных лопастных и шарошечных долот запрещается. 11.33. Перед ликвидацией поглощевия бурового раствора необходимо производить гидродинамические исследования для определения параметров поглощающего горизонта коэффициента поглощения характера фильтрации и т.п. с целью выбора технологии изоляционных работ. 11.34. Ликвидация прихвата бурильной колонны должна лроизводиться в соответствии с инструкциями. 12. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ 12.1. Промыслово-геофизические работы должны производиться в соответствии с действующими Техническими требованиями на подготовку скважин к проведению геолого-технического контроля и осуществлению геологических геофизических и гидродинамических исследований в бурящихся скважинах РД и с соблюдением Единых правил безопасности при взрывных работах Инструкции по технике безопасности при проведении промыслово-геофизических работ Санитарных правил пои работе с радиоактивными вешествами и источниками ионизирующих излучений Кора радиационной безопасности . 12.2. Промыслово-геофизические работы в скважинах должны проводиться геофизическими организациями по заявкам геологических или технологических служб буровых организаций УБР управлений разведочного бурения УРБ экспедиций и геолого-разведочных партий . Взаимоотношения между геофизическими к буровыми организациями определяются основными условиями производства промыслово-геофизических работ и заключенными договорами. 12.3. Запрещается производство промыслово-геофизических работ в скважинах при неисправном буровом оборудовании. 12Л. Для подключения проыыслово-геофизической аппаратуры и оборудования к силовой или осветительной сети на буровой вблизи приемного моста не менее 40 м от устья скважины должна быть подготовлена площадка и смонтирована трехфазная розетка с заземляющим контактом соединенным с контуром заземления буровой установки на напряжение до 380 В и ток 25 А в исполнении для наружной установки. 12.5. Перед началом прострелочно-взрывных работ должна быть установлена опасная зона согласно Единых правил безопасности при взрывных работах . 12.6. Во время подготовки и проведения прострелочно-взрывных работ все другие работы на скважине должны быть прекращены. Электрооборудование буровой должно быть обесточено. 12.7. Промыслово-геофизические и прострелочно-взрывные работы в темное время суток должны производиться только при достаточном освещении рабочих мест и опасной зоны согласно действующих норм. 12.6. В процессе проведения промыслово-геофизических работ на скважине должна находиться вахта буровой бригады и обязательно присутствие ответственного представителя буровой организации. Начальник каротажной партии отряда может привлекать работников буровой бригады к выполнению вспомогательных работ через ответственного по бурению. 12.9. При производстве промыслово-геофизичеесих исследований в скважине проведение других работ буровой бригадой ремонт бурового оборудования включение буровой лебедки передвижение по полу тяжелых предметов и оборудования а также электросварочных и других работ может осуществляться только о согласия начальника каротажной партии отряда . 12.10. Перед геофизическими работами скважина должна быть надлежащий образом подготовлена чтобы обеспечить безопасное проведение работ и беспрепятственное прохождение геофизических приборов по всему стволу скважины в течение времени необходимого для проведения требуемого комплекса геофизических исследований.  12.11. Подготовленность буровой установки и скважины к проведению геофизических работ следует оформлять специальным актом. Акт должен вручаться начальнику геофизической партии перед началом работ. 12.12. До замера высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной злектротермометрией не разрешается спускать бурильную колонну в скважину и доливать скважину. 12.13. Точное время проведения работ по определению высоты подъема цементного раствора и качества цементирования обсадной колонны должно согласовываться руководством геофизической и буровой организации. 12.14. Определение мест притока поглощения и затрубной миграции жидкости контроль за осуществлением гидравлического разрыва и солянокислотной обработки отбивка водонефтяного кон- такта термокаротаж определение температуры забоя определение песта расположения металла гидрогеологические и другие специальные исследования должны проводиться по планам работ составленный геофизическими организациями совместно с геологической и технологической службами буровой организации. 12.15. Перед прострелочными работами скважина должна промываться для беспрепятственного спуска перфоратора и заполняться до устья буровым раствором со свойствами соответствующими условиям вскрытия пласта для данной скважины. 12.16. Устье скважины перед проведением прострелочных работ должно быть оборудовано противовыбросовым устройством задвижкой или превентором с глухими плашками установленным на крестовине фонтанной арматуры спрессованным на максимальное ожидаемое давление . 12.17. При проявлении перелива жидкости из скважины прострелочные работы должны быть прекращены и приняты меры по герметизации устья скважины. 12.18. 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 основание буровой; - к устью скважины при помощи гибкого шланга должна быть подведена вода; - в районах о суровыми климатическими условиями в зимнее время к устью скважины при помощи гибкого шланга должен подводиться пар или горячая вода. 12.19. Когда наблюдается затяжка опасная для прихвата каротажного зонда или другого прибора работы должны быть прекращены а снаряд извлечен возобновление этих работ разрешается только после повторной подготовки ствола скважины. 12.20. Геофизические работы через бурилъные трубы следует проводить по плану согласованному буровой и геофизической организациями. 12.21. Работа по ликвидации аварий с прихваченными и оставленными каротажными снарядами и приборами должны проводиться по плану согласованному буровой и геофизической организациями. 3 процессе ликвидации аварии на буровой должен присутствовать представитель геофизической организации. Расследование аварии должно производиться комиссией в состав которой входят представители буровой и геофизической организаций. 12.22. Геофизическая партия должна иметь приспособление для рубки кабеля. 12.23. Между каротажной станцией подъемником и устьем окалины не должны находиться предметы препятствующие движению кабеля а пол буровой должен быть очищен от бурового раствора грязи и других посторонних предметов и инструментов. 12.24. В заболоченных таежных тундровых районах для установки каротажного подъемника станции должны быть оборудованы специальные площадки. 12.25. В случае оставления источника нейтронов в скважине дальнейшие работы должны производиться по специальному плану согласованному с буровой организацией геофизической службой и организацией санитарного надзора. 12.26. Перед началом работ с применением радиоактивных изотопов территория на которой производятся эти работы должна быть отмечена по контуру знаками радиационной опасности. 12.27. После окончания работ с применением радиоактивных изотопов устье скважины оборудование инструмент и одежда работающих должны быть проверены дозиметром на отсутствие радиоактивных загрязнений. 13. КРЕПЛЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ 13.1. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны спуск колонны и цементирование должны проводиться по алану работ утвержденному в установленном порядке. 13.2. Перед спуском обсадной колонны в стволе скважины должен быть произведен комплекс электрометрических и других исследовательских работ необходимых для осуществления технологического процесса крепления. 13.3. Прочность промежуточных колонн и установленных на них превенторов при бурении скважин на площадях с наличием сероводорода и на континентальном шельфа должна обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтанировании. В остальных случаях если эти условия выполнить не представляется возможным при расчете промежуточных колонн на внутреннее давление принимать наиболее прочные трубы действующего ГОСТа. Кроме опрессовки обсадных труб до спуска в скважину должна производиться опрессовка обсадных колонн вместе с противовыбросовым оборудованием и манифольдом на ожидаемое давление при закрытии ее устья. 13.4. Спуск обсадных колонн в скважину как правило должен осуществляться г один прием одной сплошной секцией . Допускается спуск колонны двумя секциями с применением стыковочных устройств спрессованных перед спуском в скважину на давление обеспечивающее испытание колонн на герметичность. 13.5. Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора: - за кондуктором - до устья скважины; - за промежуточными колоннами нефтяных скважин проектная глубина которых до 3000 м с учетом геологических условий во не менее 500 м от башмака колонны; - за промежуточными колоннами разведочных поисковых параметрических опорных и газовых скважин вне зависимости от глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной более 3000 и - до устья скважин; - за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м. Это же условие распространяется на газовые и разведочные скважины при осуществлении мероприятий обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб сварные соединения специальные высокогерметичные резьбовые соединения и др. . Во всех остальных случаях тампонажный раствор должен подниматься до устья скважины. Примечания. I. При определении высоты подъема тампонахного раствора за эксплуатационными колоннами необходимо учитывать возникновение дополнительных напряжений от температуры и давления возникающих в колоннах при эксплуатации скважин. 2. При наличии в разрезе скважин зон интенсивного помещения для выполнения требования о высоте подъема тампонажого раствора необходимо предусматривать применение ступенчатого цементирования с использованием специальных муфт растворов пониженной плотности и др. 13.6. При ввинчивании резьбовых соедин ли обсадных труб необходимо регламентировать величину крутящего момента в пределах рекомендованных поставщиками труб или специальными инструкциями. 13.7. Режимы спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны быть рассчитаны таким образом чтобы не допускать гадроразрква пород и связанных с ним осложнений. 13.8. при цементировании продуктивных пластов вид тампонирующего материала его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ должны быть выбраны исходя из условия максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и создания минимальной репрессии давлений на них. 13.9. При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах особенно с высокой температурой необходимо подбирать специальные тампонирующие материалы обеспечивающие сохранение высокого качества камня в течение длительного времени а также обеспечивать проведение работ в максимально сжатые сроки. Бремя на операцию по цементированию не должно превышать 75 % от времени загустевания тампонажного раствора. 13.10. Для предупреждения поглощения раствора или проявления скважины при цементировании обсадных колонн следует применять соответственно облегченные или утяжеленные тампонажные материалы. 13.11. Обсадные колонны в пределах высоты подъема тампонажного раствора должны с учетом состояния ствола скважины и кольцевых зазоров оборудоваться цементирующими приспособлениями скребками турбулизаторами пакерами и другими элементами технологической оснастки обеспечивающими необходимое качество крепления скважин. 13.12. В случае некачественного цементирования должны производиться ремонтные работы по специально разработанному плану. 13.13. Во время ремонтных работ по исправительному цементированию в газовых скважинах запрещается производить перфорацию обсадных колонн в зоне возможного гидроразрыва пластов давлением газа а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов. 13.14. Для руководства работами по спуску и цементированию колонны должны быть назначены ответственные лица. Изменения в плане работы допускаются только с разрешения лиц утвердивших план. 13.15. Все данные по цементированию скважины должны заноситься в тампонажную карточку установленной формы и храниться в деле скважины. 13.16. При бурении глубоких скважин роторный способом через 40-50 рейсов бурильной колонны необходимо измерять износ обсадной колонны испытывающей избыточное наружное или внутреннее давление и растягивающие нагрузки с целью решения вопросов определения ее остаточной прочности и защиты. 14. ИСПЫТАНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ 14.1. Данные правила определяют условия объемы и порядок проведения работ по испытанию геолого-разведочных и добывающих скважин в процессе их бурения в открытой отзоле и после окончания бурения в обсадной колонне . 14.2. Испытание геолого-разведочных скважин должно проводиться с целью изучения нефтегазоносности геологического разреза вскрываемых пород включающего уточнение геометрии продуктивной залежи определение основных гидродинамических характеристик коллектора и физических свойств пластовых флюидов а также с целью оценки промышленной значимости залежи нефти газа и газоконденсата получения необходимых данных для подсчета запасов нефти raзa и газоконденсата и составления проектов разработки месторождения. 14.3. Освоение добывающих скважин должно проводиться с целью получения промышленных притоков газа нефти газоконденсата и является составной частью испытания скважин перед сдачей их в эксплуатацию. 14.4. Испытание геолого-разведочных скважин следует производить как в открытом стволе так и в обсадной колонне а добывающих скважин - в обсадной колонне. 14.5. В зависимости от степени изученности геологического разреза в процессе бурения разведочных скважлн следует производить следующий комплекс исследований: - геологические исследования получение информация о литологии структуре и коллекторских свойствах пласта - механический и газовый каротаж анализ шлама керна наблюдение за показателями свойств бурового раствора люминисцентно-битуминологический анализ ; - геофизические замеры выделение во вскрытом разрезе перспективных горизонтов и их предварительная оценка ; - гидродинамические исследования получение информации о характере насыщенности пласта его гидродинамических характеристиках и потенциальных возможностях . 14.6. К испытанию в открытом стволе должны намечаться пласты геолого-геофизические характеристики которых показывают вероятность наличия нефти газа и газоконденсата. 14.7. Испытание пластов а процессе бурения должно включать комплекс работ обеспечивающий возбуждение притока отбор представительной пробы пластового флюида и создание запланированного количества открытых и закрытых периодов испытания. Испытание следует производить при помощи испытателей пластов с опорой иди без опоры на забой спускаемых в скважину на бурильных трубах. 14.8. В процессе испытания пластов в бурящихся скважинах необходимо производить гидродинамические исследования позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-физические параметры проницаемость величину пластового давления гидропроводиость пьезопроводимость коэффициент призабойной закупорки коэффициент продуктивности . 14.9. С целью качественной оценки пласта характера насыщения величины пластового давления границ нефтоводогазового контакте и др. в процессе бурения разведочных скважин необходимо производить опробование перспективных горизонтов включавшее возбуждение притока из пласта и отбор пробы флюида. Опробование про изводят при помощи опробователей пластов спускаемых в скважину на каротажном кабеле. 14.10. Работы с испытателями пластов должны выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых организаций при обязательной присутствии представителей геологической и технологическое служб заказчика. 14.11. Испытание пластов в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно осуществляться з соответствий о действующими инструкциями на эти работы. Для каждого намеченного к испытанию пласта должен бить составлен план проведения работ который подлежит утверждению руководством буровой организации. В плане должны приводиться основные сведения по скважине глубина забоя диаметр и глубина спуска последней колонны интервал испытания диаметр ствола скважины величина создаваемой на пласт депрессии время ее действия и др. а также указываться тип и компоновка испытательного инструмента подлежащего спуску в скважину. 14.12. Испытание опробование перспективных объектов в процессе бурения должно производиться исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости негерметичность па-керовки неполадки с испытательным инструментом отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др. должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ. 14.13. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежи. 14.14. В случае отрицательных результатов по всем объектам испытания в процессе проводки скважина считается законченной бурением строительством и выполнившей свое назначение без спуска эксплуатационной колонны. 14.15. Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным если наличие нефти газа или газоконденсата подтверждено испытанием опробованием в процессе бурения. 14.16. Под испытанием объекта пласта в эксплуатационной колонне следует понимать комплекс работ включающий следующие элементы: перфорации возбуждение притока очистку терногидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта глушение задавку нефтегазоводяного потока в случае необходимости проведения изоляции испытываемого объекта от ниже и вышележащих продуктивных и водоносных горизонтов. Работы по глушению задавке скважины должны исключать закачивание в интервал перфорации и задавливание в пласт жидкостей загрязняющих призабойную зону пласта и ухудшающих его проницаемость. 14.17. Испытание объектов в скважинах обсаженных колонной как правило допускается через одну эксплуатационную колонку. Испытание через 2 колонны и более а также через одну промежуточную колонну допускается в исключительных случаях с разрешения руководства организаций непосредственно подчиненных Министерству и только при наличии специальных технических средств обеспечивающих качественное вскрытие пласта в конкретных геолого-технических условиях. 14.18. В комплекс работ по испытанию скважин пра необходимости могут быть включены дополнительные промыслово-геофизические исследования и работы по искусственному воздействию на приствольную зону пласта гидроразрыв кислотная обработка и др. с изменением проектно-сметной документации в установленном порядке. 14.19. В разведочных скважинах проведете одного из способов искусственного воздействия на пласт является обязательным если по совокупности геолого-геофизических исследований и опробованный в процессе бурения он является перспективным я при обычном испытании в колонне не дал результатов. 14.20. При передаче скважины из бурении в испытание должен составляйся акт который подписывается руководством буровой организации буровым мастером и представителями по испытание скважины. Не подлежат передаче в испытание скважины: - с негерметичной колонной; - о цементный стаканом в колонне больше чем предусмотрено проектом; - с негерметичной обвязкой устья; - с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; - в аварийной состоянии. 14.21. Для каждой скважины подлежащей испытанию должен составляться 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 порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов конструкция скважин величины пластового давления и температуры допустимого предела снижения давления в эксплуатационной колонне схемы оборудования лифта и устья данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения треста управления геологии Союзных республик. 14.22. На газовых газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытании или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно производиться при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ. 14.23. Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов - специализированными подразделениями. 14.24. В скважинах при испытании которых получены промышленные дебиты нефти и газа испытание последующих объектов долж- но производиться с разрешения организаций непосредственно подчиненных Министерству 14.25. С целью беспрепятственного спуска приборов перед проведением прямых методов исследования скважин за исключением скважин в которых после глушения возникают трудности в повторном вызове пластового флюида необходимо проверить дополнительную промывку ствола скважины. 14.26. По скважине находящейся в испытании ежедневно должен составляться суточный рапорт в котором дается отчет о проведенных работах за истекшие сутки. 14.27. При длительной простое или консервации газовых скважин находящихся в испытании во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост. СОДЕРЖАНИЕ 1. Общие положения ... 2. Проектирование строительства скважин 3. Подготовительные работа строительство вышек и привышечных сооружений монтаж и демонтаж оборудования 4. Подготовительные работы к бурению 5. Эксплуатация бурового энергетического оборудования и КИПиА 6. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования 7. Бурение 8. Буровые растворы материалы и химреактивы 9. Спуско-подъемные операции 10. Эксплуатация ведущих утяжеленных и бурильных труб замков и переводников 11. Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений при бурении 12. Геофизические работы 13. Крепление ствола скважины 14. Испытание и освоение скважины 1 2