а) перед спуском обсадної колони;
б) перед початком та після закінчення аварійних робіт, які вимагають розходження прихопленої колони труб;
в) після сильного вітру зі швидкостями для відкритої місцевості - 15м/с, для лісів або коли бурова вежа в котловині - 21м/с;
г) до початку та після закінчення перетягування бурової вежі;
д) після відкритих фонтанів і викидів.
Результати перевірки технічного стану бурової вежі оформлюються актом за підписом спеціалістів, що проводили огляд (додаток 8).
Дефектні елементи бурової вежі повинні бути відновлені або замінені до початку робіт. Основні ремонтні роботи повинні фіксуватися в технічному паспорті бурової вежі.
Після закінчення терміну експлуатації бурової вежі, вказаного в паспорті, комісією підприємства здійснюється оцінка її технічного стану. До складу комісії залучаються представники підприємства - власник бурової вежі, представники органів Держнаглядохоронпраці України та спеціалізованих експертних організацій. Оцінка технічного стану повинна ґрунтуватись на результатах неруйнівного контролю та технічної діагностики в обсязі, визначеному ГСТУ 320.02829777.014-99. За результатами оцінки технічного стану комісія приймає рішення щодо терміну подальшої безпечної експлуатації бурової вежі, який не може перевищувати 5 років. Після відпрацювання визначеного комісією терміну експлуатації бурової вежі здійснюється повторна оцінка її технічного стану згідно з вимогами п.16.2 вищевказаного стандарту. Термін експлуатації бурової вежі за результатами повторної оцінки не може перевищувати 3 роки. Після вичерпання встановленого комісією повторного терміну експлуатації бурова вежа повинна бути демонтована (розібрана) і ретельно обстежена в об’ємі, передбаченому п.16.2 ГСТУ 320.02829777.014-99, за винятком обсягів контролю. Обсяги контролю повинні відповідати наведеним в таблиці 6.2 вказаного стандарту. Всі болтові з’єднання несучих елементів металоконструкції бурової вежі після вичерпання повторного терміну експлуатації повинні бути замінені на нові. В подальшому, в тому числі після відпрацювання буровою вежею нормативного терміну експлуатації, оцінку технічного стану металоконструкції слід здійснювати через кожні два роки. Кількість повторних обстежень не обмежується і визначається фактичним станом бурової вежі та ступенем її працездатності.
Кронблоки, рами кронблоків та підкронблочні балки бурових веж і щогл повинні оглядатися з перевіркою усіх вузлів кріплення не рідше одного разу на два місяці.
6.3.30. Всі приміщення бурової установки після розкриття продуктивного горизонту повинні провітрюватись, бурова бригада повинна бути забезпечена газоаналізаторами, якими проводяться необхідні заміри.
6.4. Кріплення свердловин
6.4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:
безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;
безпечне буріння свердловини до проектної глибини;
герметичність обсадних колон та кільцевих просторів;
надійну ізоляцію флюїдовміщуючих горизонтів.
6.4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід встановлювати нижче їх підошви в щільних пропластках.
До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї технічної колони або кондуктора до глибини, яка виключає можливість розриву порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації гирла свердловини.
6.4.3 Технічна колона разом з противикидним обладнанням повинна забезпечувати:
а) герметизацію гирла свердловини у випадках газонафтоводопроявів, викидів та відкритого фонтанування;
б) протистояння максимальним зминаючим навантаженням в інтервалі порід, схильних до текучості, при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня .
6.4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна складати:
а) за кондуктором - до гирла свердловини;
б) за проміжними колонами всіх свердловин - до гирла;
в) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, - не менше 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
г) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийомів, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі, - не менше 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони.
У всіх інших випадках кільцевий простір повинен заповнюватись тампонажним розчином до гирла свердловини.
6.4.5. Всі обрані з урахуванням вимог п.п.6.4.4 цих Правил інтервали цементування поєднуються в один загальний. При цьому проектна висота підняття тампонажного розчину за обсадними колонами повинна передбачати:
а) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщуючих горизонтів, що перекриваються;
б) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;
в) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.
Під час ступеневого цементування, спуску колон секціями нижні і проміжні ступіні обсадних колон, а також потайні колони повинні бути зацементовані по всій довжині.
6.4.6. У разі перекриття кондуктором або технічною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після ОЗЦ) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Забороняється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.
6.4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проектом на будівництво свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.
6.4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, повинні бути забезпечені сертифікатами якості.
Підготовка обсадних труб вітчизняного виробництва до спуску в свердловину повинна здійснюватися на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм’ятин, напластувань, раковин, глибоких рисок та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру. Гідравлічне випробування обсадних труб на буровій проводити, як виключення, на спеціально обладнаній площадці.
Обсадні труби імпортного виробництва перед спуском в свердловину підлягають маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.
Не допускається застосування обсадних труб вітчизняного виробництва, які не пройшли неруйнівний контроль на заводі-виробнику.
6.4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватись таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.
6.4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватись з урахуванням наступних вимог:
а) тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;
б) рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним у інтервалі свердловини, що цементується;
в) густина тампонажного розчину підбирається з врахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску у процесі цементування.
6.4.11. Забороняється застосування цементу без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.
6.4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.
6.4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони повинен бути виконаний комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.
6.4.14. Конструкція гирла свердловини повинна забезпечувати:
а) підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини (колони);
б) контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;
в) можливість аварійного глушіння свердловини;
г) герметичність міжколонних просторів під час будівництва і експлуатації свердловин;
д) випробування на герметичність обсадних колон.
6.4.15. У процесі буріння технічна колона повинна періодично перевірятись на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проектом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.
6.5. Буріння свердловин
Загальні положення
6.5.1. Введення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з прийому бурової установки після повної готовності, випробування, обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади
Готовність до пуску оформлюється актом (додаток 9).
Склад комісії визначається наказом по підприємству. В роботі комісії бере участь представник Держнаглядохоронпраці.
Пускова документація повинна зберігатись в буровому підприємстві і на буровій.
6.5.2. У процесі буріння згідно з регламентуючими документами контролюються наступні параметри:
а) вага на гаку з реєстрацією на діаграмі;
б) якісна характеристика бурового розчину з реєстрацією в журналі;
в) тиск у маніфольді бурових насосів з реєстрацією на діаграмі чи в журналі;
г) рівень розчину у приймальних місткостях під час буріння.
Контрольно-вимірювальні прилади для контролю за процесом буріння повинні бути в полі зору бурильника і захищені від вібрації та атмосферних опадів.
В процесі буріння слід контролювати траєкторію стовбура свердловини. Об’єм та періодичність вимірів визначається проектом. Фактична траєкторія стовбура в просторі повинна бути на буровій.
На буровій щозміни слід заповнювати вахтовий журнал встановленої форми.
В процесі буріння та після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу слід підіймати на першій швидкості.
6.5.3. Начальник бурової або майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи, що проведені на буровій, за міжнародною або іншою формою. До добового рапорту додаються діаграми реєструючих контрольно-вимірювальних приладів.
6.5.4. Організація і порядок зміни вахт, періодичність та реєстрація інструктажів з охорони праці на робочому місці встановлюються Положенням, розробленим буровим підприємством.
Спуско-підйомні операції
6.5.5. Спуско-підйомні операції в процесі буріння необхідно проводити з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання, стану свердловини, а також особливостей технологічних операцій, що виконуються.
Швидкості спуско-підйомних операцій регламентуються технологічною службою бурової організації, виходячи зі стану стовбура свердловини та допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки.
6.5.6. Вести спуско-підйомні операції необхідно з використанням механізмів для згвинчування (розгвинчування) труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим робітником повинна бути встановлена звукова сигналізація.
6.5.7. При піднятті бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристосувань (обтираторів).
6.5.8. Ліквідацію ускладнень в процесі піднімання або спускання бурильного інструменту слід проводити відповідно до діючих інструкцій та заходів щодо запобігання аваріям.
6.5.9. На гирло необхідно встановлювати пристрій, що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час спуско-підйомних операцій.
6.5.10. Для запобігання зісковзуванню бурильних і обважнених труб з підсвічника, підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру висотою не менше 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини.
6.5.11. Забороняється проводити спуско-підйомні операції при:
а) відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блоку, обмежувача вантажопідйомності лебідки;
б) несправності обладнання, інструменту;
в) неповному складі вахти;
г) швидкості вітру понад 15 м/с;
д) відсутності видимості під час туману і снігопаду;
е) застопореному гаку.
6.5.12. Розкріплювати і згвинчувати нарізні з'єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора забороняється.
6.5.13. Бурова бригада щозмінно повинна проводити профілактичний огляд підйомного обладнання (лебідки, талевого блоку, гака, гакоблоку, вертлюга, штропів, талевого каната і пристроїв для його кріплення, елеваторів, спайдерів, запобіжних пристроїв, блокувань тощо).
6.5.14. Під час спуско-підйомних операцій забороняється:
а) знаходитись у радіусі (зоні) дії автоматичних і машинних ключів, робочих і страхових канатів;
