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.
