б) подавати бурильні свічи з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв (відвідних гачків);
в) викидати на містки “двотрубку” або брати із містків для нарощування;
г) користуватись перевернутим елеватором, а також елеваторами, які не обладнані запобіжником самочинного їх розкриття.
6.5.15. Режими підняття ненавантаженого елеватора, а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні виключати розгойдування талевої системи.
6.5.16. Підводити машинні і автоматичні ключі до колони бурильних (обсадних) труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор.
6.5.17. При застосуванні пневморозкріплювача необхідно, щоб натяжний канат і ключ розташовувалися в одній горизонтальній площині. Канат повинен надійно кріпитися до штока пневморозкріплювача. Робота пневморозкріплювача без направляючого поворотного ролика забороняється.
6.5.18. Кульовий кран, який встановлений на ведучій трубі, повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його слід лише за окремою командою під час ГНВП (газонафтоводопрояву).
6.5.19. Клиновий захоплювач забороняється вмикати до повної зупинки руху бурильної колони.
6.5.20. Забороняється вмикання ротора при незастрахованих (або незакріплених) від вискакування з ротора роторних клинах.
6.5.21. Під час СПО до повної зупинки елеватора забороняється знаходження людей в радіусі 2 м від ротора.
6.5.22. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічи АСП повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.
6.5.23. Забороняється проводити буріння квадратними клинами, не закріпленими двома болтами.
Бурові розчини
6.5.24. Тип і властивості бурового розчину в комплексі з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння з високими техніко-економічними показниками, а також безпечне розкриття продуктивних горизонтів.
6.5.25. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов.
6.5.26. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, який перевищує пластовий тиск на величину:
а) 10-15% для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 до 1200 м), але не більше 1,5 МПа;
б) 5-10% для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 до 2500 м), але не більше 2,5 МПа;
в) 4-7% для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 і до проектної глибини), але не більше 3,5 МПа.
6.5.27. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних втрат) повинна виключати можливість гідророзриву або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.
6.5.28. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до втрати стійкості і текучості, густина, фільтрація, хімсклад бурового розчину встановлюються виходячи з необхідності забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, встановлених для усього інтервалу сумісних умов буріння.
6.5.29. За узгодженим рішенням проектувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби допускаються відхилення від вимог п.6.5.26 цих Правил у випадку поглинання бурового розчину в процесі буріння (з виходом або без виходу циркуляції).
Поглиблення свердловини в таких умовах повинне здійснюватись за спеціальним планом з комплексом заходів щодо запобігання газонафтоводопроявам.
6.5.30. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що знаходиться в циркуляції, більше, ніж на 0,02 г/см3 від установленої проектом величини (крім випадків ліквідації газонафтоводопроявів).
6.5.31. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно керуватися інструкціями з безпечної роботи з хімічними реагентами і (у необхідних випадках) користуватися захисними засобами.
6.5.32. У випадку технологічної необхідності підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства.
6.5.33. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні бути вжиті заходи щодо запобігання забрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора, у блоці приготування розчину, біля вібросит та в насосному приміщенні, а у разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.
При концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м3 роботи повинні бути припинені, люди виведені з небезпечної зони.
6.5.34. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50°С перевищувати максимально очікувану температуру розчину на гирлі свердловини.
6.5.35. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватись комплексом засобів, передбачених проектом на будівництво свердловини.
Компоновка і експлуатація бурильних колон
6.5.36. Компоновка бурильної колони повинна відповідати розрахунку, закладеному у проекті.
Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з врахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути для роторного буріння не менше 1,5, при бурінні вибійними двигунами - 1,4.
Запас міцності бурильної колони (на зминання) при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше 1,15.
6.5.37. Компонування бурильної колони повинно проводитись згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.
6.5.38. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта на нього або комплект не дозволяється.
Паспорти на бурильні труби (комплекти), ведучі, обважнені бурильні труби, перехідники і опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструмента і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.
Паспорти на комплекти труб, ведучі, бурильні труби, обважнені бурильні труби, перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства та у буровій бригаді (бригаді КРС).
Дані про встановлення їх у компоновку бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно заноситись у паспорти безпосередньо керівництвом бурової.
На буровій (в бригаді КРС) на всі складові компоновки колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.
6.5.39. Необхідність встановлення протекторів на бурильні труби визначається проектом.
6.5.40. Згвинчування замкових з’єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компоновки низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих заводами-виробниками величин крутних моментів.
6.5.41. Високовольтна камера станції керування електробуром, в якій встановлені контактор і роз'єднувач силового кола електробура, повинна мати дверцята, механічно зблоковані з приводом роз'єднувача, для запобігання відкриттю їх при увімкненому роз'єднувачі.
На дверях освітленої усередині високовольтної камери має бути віконце для спостереження за положенням всіх трьох рухомих контактів ("ножів") роз'єднувача (увімкнуті чи вимкнуті). Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника при електробурінні робить запис в експлуатаційному журналі 1 раз в зміну.
6.5.42. Всі зовнішні болтові з'єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення, що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації.
6.5.43. Робота з нарощування бурильної колони, а також промивання водою контактної муфти робочої труби (квадрата), повинна проводитись при вимкнутому роз'єднувачі електробура.
Увімкнення роз'єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби.
На щиті КВП в буровій має бути встановлено світлове табло, яке сигналізує про увімкнення або вимкнення лінійного роз’єднувача в станції керування електробуром.
6.5.44. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі повинен бути вимкнутий роз'єднувач електробура, а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз'єднувача і рубильника (встановленому автоматі) повинні бути вивішені плакати "Не вмикати — працюють люди!".
6.5.45. При виконанні ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю, що живить кола керування, і вимкнутий роз’єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!" .
6.5.46. В кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр, встановлений на пульті керування електробуром.
6.5.47. Кабель, що живить електробур, на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової (на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини) повинен бути захищений від механічних пошкоджень.
6.5.48. Всі металічні конструкції (бурова вежа, привежові споруди, корпуси електрообладнання, пультів і станцій керування, труби для прокладання кабелю і проводів корпусу кільцевого струмоприймача і вертлюга, сталевий запобіжний канат, що обв’язує буровий шланг та ін.), пов’язані з системою живлення енергією електробура, повинні бути заземлені термічно стійкими провідниками, приєднання яких повинно виконуватись зварюванням, а де це неможливо - болтовими з’єднаннями.
Місця приєднання заземлюючих провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду.
6.5.49. Огляд заземлюючих провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз в зміну із записом в експлуатаційному журналі.
6.5.50. Після з'єднання кільцевого струмоприймача із ведучою трубою (квадратом) обов'язково перевіряти наявність з'єднання контактної муфти струмоприймача із контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу (свердловини) забороняється.
Буріння під шурф, а також на початку буріння свердловини електробуром, який живиться за системою "два проводи - труба" (ДПТ), дозволяється при дотриманні наступних умов :
а) корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення, опір якого не повинен перевищувати 0,6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлюючого хомута, що накладається на корпус електробура і забезпечує щільне з'єднання (електричний контакт).
Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій, що накладається на корпус електробура, то допускається використання для заземлення електробура вказаного пристрою.
Хомут (або пристрій для зняття реактивного моменту) повинен приєднуватись до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше 35 мм2;
б) при бурінні шурфу, а також на початку буріння свердловини обов'язково має бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових.
6.5.51. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту, не менше 3 м.
Перевірка роботи електробура повинна виконуватись двома особами: бурильником і електромонтером.
6.5.52. При роботі електробура доторкатись до бурового шланга (наприклад, відводити його) забороняється.
6.5.53. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром (без права виконання ремонтних робіт) здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з ДНАОП 0.00-1.21-98.
6.6. Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин
6.6.1. Для запобігання можливим газонафтоводопроявам встановлюється і обв’язується з гирлом свердловини блок доливу, який повинен забезпечувати самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на гирлі.
6.6.2. До виконання робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявами допускаються робітники і інженерно-технічні працівники, які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації проявів.
6.6.3. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровій (в бригаді КРС) необхідно :
6.6.3.1. Провести обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера.
6.6.3.2. Забезпечити бурову (установку КРС) потрібною кількістю розчину, обважнювача та хімреагентів.
6.6.3.3. Провести інструктаж бурової бригади по практичних діях згідно з ПЛАС.
6.6.3.4. Ознайомити бригаду з умовами роботи з розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
6.6.3.5. Провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою.
6.6.3.6. На буровій встановити плакати та попереджувальні написи : "Увага! На глибині ...(вказати глибину) розкритий напірний пласт" , "До плашок верхнього превентера від стола ротора …(вказати відстань)".
6.6.3.7. Провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту.
6.6.3.8. Мати на буровій три кульових крани. Один з них встановити на квадраті, другий - на аварійній трубі, третій - в резерві.
