Требования к строительству скважины

6.4. Требования к строительству скважин

6.4.1. Перед вскрытием (за 50 — 100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими сероводород, и на весь период их вскрытия необходимо:

— установить станцию геолого-технического контроля при бурении на месторождениях с концентрацией сероводорода более 6%;

— установить предупредительные знаки вокруг территории буровой (на путях, в местах возможного прохода на территорию буровой и др.);

— проверить исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств индивидуальной защиты (СИЗ);

— обработать буровой раствор нейтрализатором;

— провести проверку состояния противовыбросового оборудования;

— иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том числе нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

— на месторождениях с объемным содержанием сероводорода более 6% организовать круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

— обеспечить наличие цементировочного агрегата на буровой и постоянную его готовность к работе;

— определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях;

— рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по плану ликвидации аварий, быть ознакомлены с маршрутами выхода из опасной зоны, что должно быть удостоверено их подписями в личных картах инструктажа.

6.4.2. Вскрытие сероводородосодержащих пластов должно производиться после проверки и установления готовности буровой и персонала к вскрытию пласта, проверки выполнения мероприятий по защите работающих и населения в зоне возможной загазованности в случае аварийного выброса нефти и газа (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за проведение работ.

Проверку должна осуществлять комиссия буровой организации под председательством ответственного лица, утвержденного руководителем организации, при участии специалистов службы охраны труда и техники безопасности, других специалистов и представителей противофонтанной службы.

Результаты проверки должны оформляться актом.

6.4.3. При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо контролировать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором.

6.4.4. Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений, соответствующих п.6.1.1 настоящих Правил, следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно-стойком исполнении.

На мостках буровой необходимо иметь опрессованную специальную трубу, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в желтый цвет и снабжена шаровым краном, находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно-факельная установка.

6.4.5. С целью раннего обнаружения газопроявлений должен вестись контроль за изменением:

— уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции;

— механической скорости проходки и давления в нагнетательной линии;

— уровня раствора в приемных емкостях;

— газосодержания в растворе, содержания сульфидов и плотности бурового раствора.

1. ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПХГ

Строительство скважин на подземных хранилищах газа должно осуществляться в соответствии с регламентирующими требованиями основных действующих нормативных материалов, утвержденных Миннефтепромом, Мингазпромом и Мингео СССР и настоящим руководящим нормативным документом.

1.1 . Основные геолого-промысловые и технологические особенности действующих в настоящее время ПХГ:

глубина залегания пласта-коллектора до 2000 м, в отдельных случаях возможно создание хранилищ на глубине до 4000 м;

начальные коэффициенты аномальности пластовых давлений от 0,2 до 1,2;

коэффициент аномальности максимальных давлений в хранилищах следует определять в зависимости от геологических условий структуры ПХГ;

пластовые температуры в объектах хранения и по стволу скважин обычно составляют 8 — 35 °С и в отдельных случаях могут достигать 80 — 90 °С;

устьевые температуры при отборе и закачке газа колеблются в пределах 4 — 75 °С;

дебиты скважин изменяются от 20 до 1500 тыс.м 3 /сут.;

устьевые давления при отборе и закачке газа колеблются в пределах от 1,5 — 2,0 до 18,0 МПа;

строительство скважин проводится в различных геологических условиях, в том числе при наличии в разрезе зон с осложнениями (поглощениями, газопроявлениями, коррозионно-опасными зонами и др.) и питьевых водоносных горизонтов;

практика эксплуатации ПХГ показала, что возможен вынос песка даже при наличии устойчивых пластов-коллекторов;

терригенные пласты-коллекторы склонны к разрушению даже при незначительных депрессиях;

строительство скважин обычно проводится вблизи застроенной территории при небольших расстояниях между скважинами;

конструкция скважин должна обеспечивать пакерную схему эксплуатации;

на ряде объектов предусматривается ввод в скважину ингибиторов гидратообразования и коррозии;

современное состояние методов борьбы с гидратообразованием, солеобразованием, разрушением пласта и фильтра, износом НКТ и устьевого оборудования определяет необходимость периодического проведения капитальных ремонтов скважин.

1.2 . Особые, отличные от стандартных, повышенные требования к строительству скважин на ПХГ следует объяснить необходимостью:

1.2.1 . Обеспечения долголетней службы скважины в связи с продолжительной эксплуатацией ПХГ, значительно превышающей обычные сроки разработки газовых залежей.

1.2.2 . Принятия дополнительных мер безопасности по предупреждению неконтролируемого выхода газа из скважин на дневную поверхность, загрязнения подземных источников водоснабжения и воздушного бассейна в связи с расположением объектов ПХГ обычно вблизи крупных городов и густонаселенных районов.

1.2.3 . Учета многократных и значительных изменений давления и температуры в стволе и призабойной зоне скважин в зависимости от режимов эксплуатации, сезонного чередования закачки и отбора газа, а также изменения технологических параметров работы скважины.

1.2.4 . Обеспечение сохранения естественной проницаемости пород в призабойной зоне скважин при вскрытии пласта, освоении скважин в условиях изменений (резких) пластового давления в течение годового цикла работы ПХГ.

2. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

2.1 . Конструкция скважин должна быть спроектирована так, чтобы диаметр эксплуатационной колонны обеспечил возможность выполнения в ней следующих операций:

эксплуатацию скважин через лифтовые трубы по пакерной схеме;

проведение необходимого комплекса промыслово-геофизических и исследовательских работ;

проведение работ по интенсификации притока газа из продуктивного пласта;

периодических профилактических и ремонтных работ по очистке забоя или фильтра скважины, извлечения фильтра различными методами, удаление песка из затрубного пространства;

смену лифтовых труб, установку клапанов, пакеров и погружных КИП.

2.2 . При бурении до вскрытия продуктивных горизонтов должен предусматриваться спуск промежуточной колонны, чтобы обеспечить:

предотвращение гидроразрыва пород максимальным давлением, образующимся в стволе скважины при закрытии превентора;

предотвращение образования межпластовых перетоков;

оптимальные условия вскрытия продуктивного пласта.

2.3 . Конструкция скважин должна обеспечивать возможность оборудования лифтовыми трубами по пакерной схеме, включающей следующие элементы (снизу вверх):

эксплуатационный пакер с посадочным ниппелем ниже пакера для глухой пробки;

узел присоединения и отсоединения лифтовых труб;

клапан подачи ингибитора (при необходимости);

2.4 . Резьбовые соединения обсадных и насосно-компрессорных труб должны обеспечить газогерметичность при эксплуатации ПХГ на проектных режимах.

Для обеспечения герметичности эксплуатационной колонны применять обсадные трубы с высокогерметичными соединениями (типа ОТТГ1 и др.), а также специальные средства герметизации других типов резьб.

2.5 . Структурные скважины на создаваемых ПХГ после выполнения своих задач ликвидируются путем заливки цементным раствором до устья.

2.6 . Ранее пробуренные, а также наблюдательные и пьезометрические скважины, находящиеся в пределах площади ПХГ, должны быть исследованы с целью выявления перетоков газа. При наличии перетоков скважины подлежат ремонту или ликвидации.

2.7 . С целью контроля за перетоками газа предусматривать бурение контрольных скважин на основные проницаемые горизонты над газонасыщенным.

3. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

3.1 . Независимо от характера продуктивного пласта, в котором запланировано создать ПХГ (истощенная газовая залежь, водоносный пласт, специально создаваемая подземная емкость), основным и общим требованием к способу вскрытия пласта и заканчиванию скважин является обеспечение условий для устойчивой закачки и отбора из скважины максимально возможного количества газа без выноса в скважину продуктов разрушения пласта.

3.2 . Вскрытие пласта-коллектора и заканчивание скважины должно производиться на промывочной жидкости, минимально снижающей проницаемость призабойной зоны. При этом тип промывочной жидкости выбирается в зависимости от текущего пластового давления и минералогического состава продуктивного пласта.

4. ТРЕБОВАНИЯ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИН

4.1 . Технология крепления обсадных колонн должна обеспечить:

надежное разобщение горизонтов разреза;

подъем тампонажного раствора до устья;

равномерное распределение цементного камня за обсадной колонной;

наиболее полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором.

4.2 . Для выполнения перечисленных требований: расчет промежуточных и эксплуатационных колонн вести на максимальное внутреннее давление, существующее при закачке газа, и эксплуатационных колонн — на сминающее давление при условии полного опорожнения скважины, применять обязательную технологическую оснастку обсадных колонн как эксплуатационных, так и промежуточных (центраторы, скребки, турбулизаторы), а также заколонные пакеры.

4.3 . Время ОЗЦ для каждого ПХГ определяется в зависимости от конкретных геолого-технических условий и свойств применяемого тампонажного материала по достижении цементным камнем необходимой прочности в условиях средней температуры по всему интервалу цементирования.

4.4 . Опрессовку эксплуатационных колонн производить совместно с фонтанной арматурой газом (сжатым воздухом) на давление, превышающее на 10 % максимальное давление закачки, согласно инструкции по испытанию скважин на герметичность.

4.5 . Тампонажный цемент для крепления эксплуатационных колонн должен быть расширяющимся или безусадочным.

4.6 . Обеспечить контроль за качеством проведения технологических операций по креплению скважин с использованием специального оборудования (типа СКЦ и др.).

4.7 . С целью обеспечения надежного контакта цементного камня с обсадной колонной при наличии обратного клапана в эксплуатационной колонне после окончания цементирования и получения сигнала «стоп» давление на устье необходимо снизить до нуля.

4.8 . Состояние контактов цементного кольца за эксплуатационной колонной необходимо контролировать с помощью акустических или других методов, оформляя результаты контроля соответствующими документами.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ УСТЬЯ СКВАЖИН

5.1 . Оборудование устья скважины должно обеспечивать повторный монтаж-демонтаж при проведении всех технологических операций и ремонтных работ, а также контроль за состоянием межколонного пространства.

5.2 . Необходимо предусматривать мероприятия по коррозионной защите устьевого оборудования.

6. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИН

6.1 . Проектировать конструкцию забоя скважины следует в зависимости от типа пласта-коллектора с последующим выбором необходимых типов фильтра, забойного оборудования и методов его создания.

6.2 . В пластах, сложенных рыхлыми или слабосцементированными породами, а также относительно прочными породами, которые могут разрушаться в процессе циклической эксплуатации ПХГ, при заканчивании скважины необходимо предусматривать сооружение средств, исключающих вынос породы на поверхность.

При этом необходимо использовать средства защиты от выноса породы, а также конструкцию забоя скважины, которые в наименьшей степени снижают естественную продуктивность и приемистость скважины.

6.3 . При наличии рыхлых и слабосцементированных коллекторов, склонных к пескопроявлениям, необходимо применять фильтры или другие мероприятия, предупреждающие вынос породы.

6.4 . Оборудование скважин при использовании новых конструкций фильтров следует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 15001 -73.

6.5 . Конструкция фильтров должна предусматривать возможность их замены или ремонта.

6.6 . Рабочие жидкости, применяемые при ремонтных работах в скважине, должны предотвращать появление неустраняемой кольматации пласта и фильтра и обеспечить возможность восстановления проницаемости призабойной зоны пласта вторичными методами.

Требования к строительству скважины

ГОСТ Р 57122-2016

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

Основные функциональные и технические требования

Gas, gas condensate, oil and gas, oil and gas condensate deposits. Software for well planning and drilling engineering. The main functional and technical requirements

ОКС 35.080
ОКП 42 5400

Дата введения 2017-05-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Публичным акционерным обществом «Газпром» (ПАО «Газпром») и Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром георесурс» (ООО «Газпром георесурс»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Ноябрь 2020 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

1.1 В настоящем стандарте приведен перечень функций программного обеспечения для проектирования строительства скважин газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

1.2 Положениями настоящего стандарта руководствуются следующие субъекты хозяйственной деятельности:

— использующие программное обеспечение для проектирования строительства скважин газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений;

— разрабатывающие программное обеспечение для проектирования строительства скважин газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 19.105 Единая система программной документации. Общие требования к программным документам

ГОСТ 19.601 Единая система программной документации. Общие правила дублирования, учета и хранения

ГОСТ 19.603 Единая система программной документации. Общие правила внесения изменений

ГОСТ 28195 Оценка качества программных средств. Общие положения

ГОСТ 28806 Качество программных средств. Термины и определения

ГОСТ Р 8.645 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение работ по геологическому изучению, использованию и охране недр в Российской Федерации. Основные положения

ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126 Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению

ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119 Информационная технология. Пакеты программ. Требования к качеству и тестирование

ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910 Информационная технология. Процесс создания документации пользователя программного средства

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применен следующий термин с соответствующим определением:

3.1 геонавигация: Геолого-технологический и геофизический контроль сопровождения скважин с целью недопущения выхода ствола скважины (горизонтального окончания) из продуктивного горизонта.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

гидравлический разрыв пласта;

компоновка низа бурильной колонны;

проектирование строительства скважин;

утяжеленные бурильные трубы;

Американский стандартный код для обмена информацией;

протокол передачи данных со скважины в процессе бурения, язык разметки.

5 Общие положения

Программное обеспечение для проектирования строительства скважин предназначено для:

— решения инженерных задач в процессе разработки проектной документации на строительство скважин на газ, газовый конденсат, нефть;

— работы с данными, поступающими в режиме реального времени, их учета, обработки и анализа.

ПО ПСС должно применяться как самостоятельно, так и с системой трехмерной визуализации или анимации процесса бурения.

ПО ПСС должно решать инженерные задачи не только на этапе подготовки проекта инженерами-проектировщиками, но и непосредственно в ходе процесса строительства скважины специалистами-технологами на буровой.

ПО ПСС может применяться для решения следующих основных задач:

— проектирования траекторий скважин и управления данными замеров;

— выбора систем координат (географических, картографических, локальных) и реперов, для определения местоположения устьев, забоев, целей и других необходимых объектов при проектировании траекторий;

— графического отображения многозабойных скважин и боковых стволов;

— работы с данными, поступающими в режиме реального времени и по протоколам передачи данных (WITSML);

— корректировки траектории скважины в процессе бурения в режиме реального времени;

— предотвращения пересечения и опасного сближения соседних стволов скважин;

— проектирования конструкции скважины и анализа нагрузок, действующих на обсадные колонны;

— анализа устойчивости ствола скважины;

— расчета зон совместимости условий бурения;

— оптимизации траектории скважины по критериям (пространственная интенсивность изменения угла, угол входа в цель, нагрузки на компоновку и т.д.);

— мероприятия по предупреждению ГНВП;

— гидравлического анализа и оптимизации с учетом реологических свойств бурового раствора;

— анализа и оптимизации цементирования;

— анализа транспортировки шлама и режима промывки;

— анализа и оптимизации динамических и статических нагрузок на компоновки низа бурильных колонн при бурении скважин;

— подготовки данных для расчета стоимости строительства скважины.

Примечание — Настоящий стандарт не распространяется на колтюбинговое бурение.

6 Исходные данные для программного обеспечения проектирования строительства скважин

Исходными данными для программного обеспечения проектирования строительства скважин являются:

а) данные по скважине:

1) результаты измерений инклинометров (полученные в процессе бурения),

2) иерархия объектов (имя объекта, номер скважины, номер ствола и т.д.),

3) координаты устья скважины,

4) координаты целевых объектов (точек, плоскостей, поверхностей),

5) каротажные кривые (полученные в процессе бурения),

6) результаты измерений инклинометров соседних скважин;

б) геологические данные:

1) геологические поверхности,

2) поверхности разломов,

3) свойства для 2-Д, 3-Д визуализации (литология, стратиграфия и т.п.),

4) давления по разрезу (пластовое давление и давление ГРП),

5) температура по разрезу скважины,

6) интервалы возможных осложнений;

в) сейсмическая информация (сейсмические кубы, разрезы).

г) геомеханические данные:

1) данные по напряженному состоянию горных пород,

2) данные по поровому давлению,

3) физико-механические свойства пород,

4) данные по системе трещин, разломов;

д) редактируемые пользователем электронные справочники с характеристиками реагентов и конкретного оборудования:

2) бурильных труб,

3) обсадных труб,

4) породоразрушающего инструмента,

6) забойных двигателей,

7) переводников, ясов, немагнитных УБТ, пакеров, клапанов, штуцеров и прочего необходимого пользователю оборудования;

е) технико-экономические показатели:

1) нормы времени и проходки на долото,

2) затраты на услуги буровых сервисов (суточная ставка),

3) затраты на BMP, подготовительные работы к бурению, бурение, крепление, испытание (освоение), демонтаж или передвижку бурового станка;

ж) геокриологические данные:

1) данные по интервалам развития,

2) данные по наличию таликов, термокарстовых воронок и т.д.,

и) топографические карты с выносом проектной/фактической точки.;

к) единицы измерения исходных данных.

Исходные данные для ПО проектирования строительства скважин измеряют в системе СИ в соответствии с ГОСТ 8.417 и ГОСТ Р 8.645.

7 Функциональные требования к программному обеспечению для проектирования строительства скважин

7.1 Импорт, подготовка и проверка исходных данных, перечисленных в разделе 6.

7.2 ПО должно интерактивно взаимодействовать между проектированием траектории скважины, КНБК, конструкцией скважины и внутрискважинного оборудования.

7.3 ПО должно поддерживать различные системы единиц измерения с возможностью пользовательской настройки и пересчетом значений.

7.4 ПО должно иметь возможность настраивать и использовать пользовательскую систему единиц (создание пользовательского профиля со смешанными системами единиц).

7.5 ПО должно позволять вносить результаты измерений приборов (например, инклинометров) в виде текстовых данных с произвольными разделителями, в том числе и повторяющимися, а также произвольным расположением колонок значений.

7.6 ПО должно иметь возможность формировать настраиваемые шаблоны отчетов с возможностью экспорта в современные текстовые редакторы и программы для работы с электронными таблицами, а также в текстовый формат ASCII.

7.7 Проектирование траекторий скважин:

— проектирование на основе электронной таблицы, где пользователь указывает необходимые для расчета данные;

— предустановленные стандартные шаблоны профилей;

— ручной режим проектирования;

— автоматический режим проектирования;

— настраиваемая система вычисления неопределенностей (погрешностей) положения точек измерений;

— оптимизация положения скважины с учетом расположения кустовых площадок, соседних скважин;

— возможность проектирования траекторий скважин различного назначения;

— проектирование скважин в геологической среде (с возможностью использования кубов свойств и поверхностей);

— построение и визуализация совмещенного графика давлений;

— импорт инклинометрии в ручном режиме;

— импорт инклинометрии в автоматическом режиме в реальном времени (WITSML);

— редактирование (сшивка, удаление, дополнение) результатов измерений приборов (например, инклинометров);

— 2D и 3D визуализаторы;

— сравнение плановой и фактической траекторий;

— оперативная корректировка траектории в ходе строительства скважины как в ручном, так и в автоматическом режиме;

— вывод отчетов по результатам проектирования скважины на печать или в файл.

7.8 ПО должно обеспечивать двунаправленный обмен данными с трехмерной геологической средой и петрофизическим ПО, а именно:

— получение геологических поверхностей;

— получение давлений (пластовое и ГРП) вдоль проектируемой траектории скважины;

— передачи траектории скважины в трехмерное геологическое пространство;

— передачи траектории скважины (плановой и фактической) в петрофизическое ПО для использования совместно с каротажными кривыми (процесс геонавигации скважин).

7.9 Анализ крутящих моментов и сил, действующих на колонну бурильных труб. ПО должно поддерживать:

— основные операции, проводимые при бурении скважин (бурение забойным двигателем, роторное бурение, СПО, расширение и проработка ствола, вращение над забоем и т.д.), а также их комбинации;

Смотрите так же:  Федеральный закон о свободном порте владивостока текст

— создание различных компоновок и колонн НКТ;

— графическое представление натяжений, моментов, нагрузок и боковых сил по отношению к эксплуатационным ограничениям;

— расчет колонны бурильных труб на статическую прочность и на выносливость;

— выявление наиболее слабых элементов компоновок, не отвечающих принятым коэффициентам запаса прочности/выносливости;

— импорт и отображение фактического момента и нагрузки на крюке для сравнения с результатами расчетов (сравнение план-факт);

— расчет нагрузок, действующих на КНБК (продольный изгиб, устойчивость элементов компоновок и пр.);

— расчет дохождения нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием;

— расчет крутящих моментов, действующих на КНБК (предел текучести, максимумы, моменты свинчивания резьб);

— расчет напряжений в элементах КНБК (осевых, изгибающих, кручения, радиальных, трехосный анализ);

— проведение расчетов с учетом жесткой и гибкой моделей колонны;

— анализ прохождения бурильных труб с КНБК;

— расчет истинного коэффициента трения в интервале скважины (на основании данных с буровой);

— расчет места прихвата колонны (по моменту, по упругому удлинению колонны);

— определение максимальной затяжки колонны;

— расчет места установки яса с визуализацией сил, действующих на колонну;

— установку пакера/подвески хвостовика при спуске на бурильных трубах;

— учет динамических гидравлических процессов при расчетах (расчет напряжения по Мизесу).

Примечание — Напряжение по Мизесу или эквивалентное напряжение представляет собой значение напряжения, рассчитанное исходя из составляющих напряжения. Несмотря на то, что эквивалентное напряжение в какой-либо точке определяет состояние напряжения в этой точке неоднозначно, оно предоставляет информацию, достаточную для оценки надежности конструкции для многих пластичных материалов.

В отличие от компонентов напряжения напряжение по Мизесу не имеет направления. Оно полностью определяется величиной, выраженной в единицах напряжения. Напряжение по Мизесу использует критерий отказа для оценки отказа пластичных материалов.

Напряжение по Мизесу вычисляют на основе шести компонентов напряжения по формуле

где — нормальное напряжение по ;

— нормальное напряжение по ;

— нормальное напряжение по ;

— сдвиг по в плоскости ;

— сдвиг по в плоскости ;

— сдвиг по в плоскости .

Или, что эквивалентно:

где — осевое напряжение, Па,

— радиальное напряжение, Па,

— тангенциальное напряжение, Па,

— скручивающее напряжение, Па.

— возможность проведения расчетов с управляемым давлением в скважине.

7.10 Оптимизация гидравлической программы промывки ствола скважины. ПО должно поддерживать:

— использование реологических моделей для описания свойств промывочных жидкостей.

Примечание — Как правило, используют степенной закон и реологические модели Бингама.

Степенной закон

Напряжение сдвига, Па, вычисляют по формуле

— скорость сдвига, с ;

— реологический индекс.

Пластическая модель Бингама

Напряжение сдвига, Па, вычисляют по формуле

где — начальное напряжение, Па,

— пластическая вязкость, Па·с,

— скорость сдвига, с ;

— расчет максимальной скорости СПО;

— расчет давления на выходе из насоса, расхода жидкости, суммарной площади поперечного сечения насадок или промывочных отверстий долота и потерь давления в промывочном узле долота, в трубах и кольцевом пространстве в процентах и абсолютных значениях;

— учет перепада давления в тракте гидравлического забойного двигателя;

— графическое отображение плотности, давления и скорости флюида по отношению к предельным значениям;

— расчет напора-разряжения, эквивалентной статической плотности и эквивалентной циркуляционной плотности, расхода жидкости, гидравлической мощности долота и объема жидкости;

— общие сценарии бурения с двумя градиентами (различные плотности жидкостей или жидкость + воздух и т.д.);

— расчет оптимальной гидравлической мощности;

— оперативный расчет объема любого интервала скважины, установленного пользователем;

— расчет времени прокачки (и количества ходов насоса) для расположения некоего объема жидкости со специфичными параметрами в установленном пользователем интервале;

— расчет скорости оседания частиц выбуренного шлама;

— расчет очистки ствола скважины от шлама;

— расчет режима течения жидкости;

— учет высокого давления и температуры в скважине при гидравлических расчетах (с учетом теплообмена между обсадной колонной и вмещающей породой, а также с учетом теплообмена в трубах, теплопроводности земли, теплоемкости земли, начальной температуры раствора, воздуха, объема и времени циркуляции);

— расчет утяжеления жидкости;

— расчет концентрации добавок к жидкости.

7.11 Расчет цементирования скважин. ПО должно поддерживать:

а) различные виды оптимизации процесса цементирования:

1) фиксированное забойное давление,

2) фиксированная подача жидкости с поверхности,

3) свободная (заданная пользователем) закачка;

б) визуализация (2-Д, 3-Д, анимация) процесса закачивания жидкостей, участвующих в процессе цементирования;

в) вовлечение неограниченного количества типов жидкости с индивидуальными реологическими свойствами;

г) изменение давления в скважине относительно пластового давления и давления ГРП в процессе цементирования;

д) задание коэффициентов кавернозности и трения.

7.12 Расчет обсадных колонн. ПО должно поддерживать [1]:

— анализ обсадных колонн для указанного ствола и траектории;

— анализ прохождения колонны обсадных труб (в том числе в ствол наклонно направленной или горизонтальной скважины);

— анализ обсадных колонн с различными профилями давлений или сочетаниями нагрузок;

— модель наихудшего варианта для списка нагрузок на всех этапах работы крепи скважины;

— расчет на прочность (смятие, растяжение, разрыв) обсадных колонн при различных ситуациях (установке колонны, выбросе пластового флюида, опрессовке, влиянии текучести соляных пластов, многолетнемерзлой породе и т.д.) с учетом износа обсадных колонн;

— построение эпюр и определение избыточных давлений;

— построение совмещенного графика градиентов пластовых (поровых) давлений и давлений ГРП;

— расчет конструкции обсадной колонны в ручном и автоматическом режимах;

— определение минимальной и максимальной плотности жидкости;

— расчет коэффициентов запаса прочности.

7.13 Управление скважиной при ГНВП [1]. ПО должно поддерживать:

— динамический расчет плотности, расхода и необходимого времени закачки раствора для глушения скважины;

— реализацию двухстадийного метода глушения скважины (расчетный или метод бурильщика);

— реализацию одностадийного метода глушения скважины (метод ожидания и утяжеления);

— двухфазную модель с учетом частичного растворения газа в растворе;

— расчет безопасной глубины спуска обсадных колонн;

— расчет ожидаемого давления на устье при газонефтеводопроявлениях;

— расчет потребного количества утяжеляющего материала.

7.14 Подготовка и передача данных для расчета затрат и продолжительности строительства скважины на основе суточных рапортов:

— расчет продолжительности этапов бурения, крепления и заканчивания скважин;

— расчет финансовых и материальных затрат.

8 Требования к документированию программного обеспечения для проектирования строительства скважин

8.1 Для ПО ПСС разрабатывают ПД в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910. Общие требования к ПД соответствуют ГОСТ 19.105.

8.2 Дублирование, учет и хранение ПД проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 19.601. Изменения в ПД вносят в соответствии с ГОСТ 19.603.

9 Технические требования к программному обеспечению для проектирования строительства скважин

Техническое обеспечение должно удовлетворять следующим основным требованиям:

— функционирование на современных операционных системах и аппаратных платформах;

— ПО должно иметь единую базу данных;

— ПО должно поддерживать возможность удаленной работы пользователей по технологии «тонкий клиент», в том числе и для мобильных устройств;

— ПО должно позволять задавать роли пользователя с различными уровнями привилегий на основе пары учетная запись/пароль;

— ПО должно производить авторизацию пользователей на основе индивидуально задаваемых учетных записей.

10 Подтверждение соответствия программного обеспечения для проектирования строительства скважин

Подтверждение соответствия ПО ПСС оценивают в соответствии с ГОСТ 28195, ГОСТ 28806, ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126 и ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119 следующими способами:

— экспертный анализ руководства пользователя и интерфейса ПО с проверкой наличия описания функциональности, реализующей пункты настоящего стандарта;

— анализ соответствия техническим требованиям к ПО ПСС настоящего стандарта;

— физический запуск и экспертный анализ предоставленных производителем ПО тестов (включенных в состав поставки ПО или предоставленных разработчиками ПО), демонстрирующих реализацию функциональности.

Законодательная база Российской Федерации

Навигация

  • Главная
  • «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
  • Наименование документ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
    Вид документа постановление, правила
    Принявший орган госгортехнадзор рф
    Номер документа 24
    Дата принятия 01.01.1970
    Дата редакции 09.04.1998
    Дата регистрации в Минюсте 01.01.1970
    Статус отменен/утратил силу
    Публикация
    • На момент включения в базу документ опубликован не был
    • 2.2. Проектирование строительства скважин

      2.2.1. Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (владельцем лицензии на разработку месторождения) с учетом требований проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения. Полноту и достоверность исходных данных на проектирование обеспечивает заказчик, а качество проекта — проектная организация.

      2.2.2. Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, результаты исследований, выполненных при бурении опорно — технологических и поисково — разведочных скважин, обеспечивать охрану недр, окружающей среды и надежность скважины на стадии строительства и в процессе эксплуатации.

      2.2.3. Проект должен содержать следующие данные:

      2.2.3.1. Географическую и климатическую характеристику района работ.

      2.2.3.2. Горно — геологические условия бурения.

      2.2.3.3. Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва, ожидаемых давлений на устье при газонефтеводопроявлениях, обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора.

      2.2.3.4. Исходные данные для расчета обсадных и лифтовых колонн, итоговые таблицы компоновок с коэффициентами запаса прочности и типы резьбовых соединений.

      2.2.3.5. Способ и оптимальные режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость спуско — подъемных операций бурильных и обсадных колонн и параметры буровых растворов.

      2.2.3.6. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и диаметра замковых соединений.

      2.2.3.7. Гидравлическую программу промывки скважины, обеспечивающую оптимальную очистку забоя и ствола скважины от выбуренной породы при минимальных гидравлических потерях. Скорость истечения струи из насадок долота устанавливается в процессе исследований при бурении на данной площади.

      2.2.3.8. Тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным средам), способ и гидравлическую программу цементирования исходя из горно — геологических условий.

      2.2.3.9. Регламент контроля за процессом цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора.

      2.2.3.10. Объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида.

      2.2.3.11. Технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого аппаратов.

      2.2.3.12. Способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого — геофизических исследований.

      2.2.3.13. Схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, их технические характеристики и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами.

      2.2.3.14. Обоснование типа буровой установки. При этом нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» от расчетной массы бурильной колонны, 0,9 — от расчетной массы обсадной колонны, «единицы» — от величины указанного параметра при ликвидации прихватов.

      2.2.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды — описание технологических процессов и перечень технических средств по очистке и утилизации производственных отходов, повторному использованию сточных вод, безопасному их сбросу в объекты природной среды, нейтрализации отрицательного воздействия отработанного бурового раствора и шлама на окружающую среду при их захоронении.

      2.2.3.16. Геолого — технический наряд на строительство скважины.

      2.2.3.17. Тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта.

      2.2.3.18. Средства защиты персонала и состав КИП, в т.ч. для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами.

      2.2.3.19. Объем запаса бурового раствора.

      2.2.3.20. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений.

      2.2.3.21. Укомплектованность средствами малой механизации, противопожарным инвентарем.

      2.2.3.22. Методы оценки остаточной прочности обсадных колонн.

      2.2.4. Изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию между заказчиком проекта и проектировщиком в соответствии с установленной процедурой. Исключения составляют лишь аварийные ситуации, когда решение об отклонении от проекта принимает руководство бурового предприятия с последующим уведомлением заказчика и проектной организации. Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.

      2.2.5. Контроль за исполнением проектов возлагается на заказчика, который, при необходимости, может привлекать проектную организацию.

      Бесплатная консультация
      Федеральное законодательство

      Действия

      • ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»
      Наименование документ ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»
      Вид документа постановление, правила, рекомендации
      Принявший орган госгортехнадзор рф
      Номер документа 56
      Дата принятия 01.01.1970
      Дата редакции 05.06.2003
      Номер регистрации в Минюсте 4812
      Дата регистрации в Минюсте 20.06.2003
      Статус действует
      Публикация
      Навигатор Примечания

      II. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

      Настоящим разделом устанавливаются требования, условия, нормативы и ограничения, обеспечивающие промышленную безопасность и охрану труда в процессе строительства скважин, а также надежность и проектную продолжительность их последующей эксплуатации в качестве опасных производственных объектов.

      2.1.1. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

      2.1.2. Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, разработанный и утвержденный в соответствии с требованиями настоящих Правил, других нормативных документов, регламентирующих порядок проектирования.

      2.1.3. Зарубежные техника и технологии, технические устройства, выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве скважин, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими зарубежными стандартами, включены в состав проекта или дополнений к нему и при наличии технической документации фирм-разработчиков, а также разрешений Госгортехнадзора России на применение такого оборудования и технологий на территории Российской Федерации.

      2.1.4. Работы по строительству скважины могут быть начаты при выполнении следующих условий:

      — наличие проектно-сметной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке;

      — наличие транспортных магистралей, дорог, обеспечивающих круглогодичное сообщение с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации производственных служб организации;

      — наличие согласования трасс транспортировки бурового оборудования, в т.ч. в местах пересечения трасс с ЛЭП, железными дорогами, магистральными трубопроводами и т.п.;

      — наличие акта выноса местоположения скважины на местность;

      — заключении договоров на производство работ с подрядчиками (субподрядчиками), службами противофонтанной безопасности.

      2.1.5. Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной буровой бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Госгортехнадзора России.

      Ввод в эксплуатацию или ликвидация законченной строительством скважины производятся в установленном порядке.

      2.1.6. При выполнении специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровой установки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные работы повышенной сложности и т.п.) рабочие бригады должны пройти дополнительное обучение и получить допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

      2.1.7. На всех этапах строительства скважины (в т.ч. выполняемых подрядчиками, субподрядчиками) должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта и соответствующих нормативных документов.

      2.1.8. Контроль и надзор за ходом строительства скважины, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться организацией, пользователем недр (заказчиком), другими уполномоченными субъектами в соответствии с требованиями законодательных и нормативных актов, положений и инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

      2.1.9. Строительство скважин в специфических условиях (в многолетнемерзлых породах, на месторождениях с содержанием в нефти (газе) более 6% (объемных) сероводорода, с кустовых площадок) должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных соответствующими разделами настоящих Правил.

      2.2.1. Рабочий проект может разрабатываться:

      — на строительство отдельной скважины — индивидуальный рабочий проект;

      — на строительство группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одной площади, — групповой рабочий проект.

      Разработка групповых проектов может осуществляться при общности следующих факторов:

      — назначение скважины (поисковые, разведочные, эксплуатационные, специальные);

      — проектных глубин по стволу скважины. Допускается включение скважин, имеющих отклонение от средней глубины по рабочему проекту в пределах +/-400 м (для наклонно-направленного бурения и горизонтальных скважин — +/-500 м при длине горизонтального участка не более 300 м);

      — конструкции скважин — одинаковые диаметры обсадных колонн и их количество (без учета направлений). Отклонение длины обсадной колонны от предусмотренной в рабочем проекте не должно превышать +/- 400 м (для наклонно-направленного бурения и горизонтальных скважин — +/- 500 м);

      — плотность бурового раствора отличается от предусмотренного в рабочем проекте в пределах +/-0,2 г/куб.см;

      — горно-геологических условий проводки;

      В необходимых случаях должны составляться соответствующие варианты проектных решений и сметной документации.

      Строительство каждой последующей скважины по групповому проекту должно осуществляться с учетом опыта проводки предыдущих скважин.

      2.2.2. Допускается строительство скважин по привязке к действующему рабочему проекту на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и месторождениях при разнице проектных глубин не более 400 м, соблюдении требований настоящих Правил и наличии положительного заключения государственной экологической экспертизы рабочего проекта (индивидуального, группового).

      2.2.3. Допускается повторное применение индивидуальных, групповых рабочих проектов для строительства последующих скважин. Порядок повторного использования рабочих проектов устанавливается заказчиком. При этом для каждого нового местоположения скважины осуществляется привязка проекта с учетом геолого-технических и природоохранных условий.

      2.2.4. Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (пользователем недр) с учетом требований проекта геолого-разведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения.

      2.2.5. Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, обеспечивать надежность и безопасность скважины на всем протяжении ее эксплуатации, устойчивость ее крепи и устьевой обвязки при возникновении аварийных ситуаций, охрану недр и окружающей среды.

      2.2.6. Проект должен содержать следующие данные и проектные решения:

      2.2.6.1. Географическую и климатическую характеристику района работ.

      2.2.6.2. Горно-геологические условия бурения.

      2.2.6.3. Обоснование конструкции скважины. Профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

      2.2.6.4. Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва. Ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях.

      2.2.6.5. Исходные данные для расчета обсадных и муфтовых колонн. Коэффициенты запаса прочности при расчетах Итоговой таблицы компоновок обсадных и лифтовых колонн. Типы резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб. Регламент спуска обсадных колонн (скорости спуска, усилия свинчивания и т.п.).

      2.2.6.6. Обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости.

      2.2.6.7. Способ бурения. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений. Скорости спуско-подъемных операций.

      2.2.6.8. Тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным средам), способ и гидравлическую программу цементирования исходя из горно-геологических условий.

      2.2.6.9. Регламент контроля за процессом цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора.

      2.2.6.10. Объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида.

      2.2.6.11. Технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого аппаратов.

      2.2.6.12. Способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований.

      2.2.6.13. Схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, технические характеристики сальниковых уплотнений и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами. Порядок и условия опрессовки межколонных пространств.

      2.2.6.14. Мероприятия по охране окружающей среды — описание технологических процессов и перечень технических средств по очистке и утилизации производственных отходов, повторному использованию сточных вод, безопасному их сбросу в объекты природной среды, нейтрализации отрицательного воздействия отработанного бурового раствора и шлама на окружающую среду при их захоронении, проект рекультивации нарушенных земель.

      2.2.6.15. Геолого-технический наряд на строительство скважины.

      2.2.6.16. Тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта.

      2.2.6.17. Средства защиты персонала и состав КИП, в т.ч. для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами.

      2.2.6.18. Объем запаса бурового раствора.

      2.2.6.19. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений.

      2.2.6.20. Укомплектованность средствами малой механизации, противопожарным инвентарем.

      2.2.6.21. Методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность.

      2.2.7. Изменение рабочего проекта, дополнений к нему допускается по согласованию между заказчиком проекта, буровым подрядчиком и проектировщиком в порядке, установленном законодательством.

      2.2.8. При возникновении осложнений (поглощение, обвалы) оперативные решения по отклонению от проекта (ввод наполнителя, изменение физико-химических, реологических и структурно-механических свойств бурового раствора и т.д.) принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика. При возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявления, недопуск обсадной колонны и др.) решение об изменении проекта принимает руководитель буровой организацией с последующим уведомлением заказчика и проектной организации. Принимаемые решения в любом случае не должны снижать надежность и эффективность последующей эксплуатации скважины и безопасность работ.

      2.2.9. Изменения, внесенные в проектную документацию в результате вынужденных отклонений от проекта, относятся только к конкретной скважине (при групповых проектах) и подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Госгортехнадзора России.

      2.2.10. В процессе строительства скважин организация, разработавшая проектную документацию, осуществляет в установленном порядке авторский надзор.

      2.3.1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

      — максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

      — применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

      — условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

      — получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

      — условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

      — максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

      2.3.2. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

      Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

      До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

      2.3.3. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

      Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена ниже:

      номинальный диаметр обсадных труб
      114 140 168 273 324
      127 146 178 299 340
      194 351
      219 377
      245 426
      разность диаметров , мм
      15 20 25 35 39-45

      отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.

      2.3.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

      При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.

      Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

      — герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;

      — устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

      — противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

      2.3.5. Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Госгортехнадзором России.

      Использование импортных обсадных труб допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя.

      2.3.6. Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

      — подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

      — контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

      — возможность аварийного глушения скважины;

      — герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

      — испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

      2.3.7. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины устанавливаются проектом или планом работ, разработанным и согласованным в установленном порядке.

      Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

      2.4.1. Подготовительные работы к строительству и монтажу буровой установки могут быть начаты при выполнении требований п.2.1.4 настоящих Правил безопасности.

      2.4.2. В случае расположения строящейся скважины на плодородных землях и землях активного сельхозпользования следует руководствоваться установленными требованиями по землепользованию.

      2.4.3. Площадки для монтажа буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод к системам их сбора и очистки.

      2.4.4. Вышкомонтажные работы могут быть начаты после выдачи вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение и рабочей документации проекта на строительство скважины, связанной со строительно-монтажными работами, технических условий на монтаж оборудования и строительство привышечных сооружений, регламента безопасной организации работ.

      2.4.5. Проект на транспортирование крупного блока с вышкой или отдельно вышки в вертикальном положении утверждается руководством организации, осуществляющей вышкомонтажные работы, после согласования трассы со всеми заинтересованными организациями. Транспортирование блоков мобильных буровых установок производится в установленном порядке. Работы выполняются под руководством ответственного специалиста, имеющего допуск к руководству такими работами.

      В проекте должны быть отражены:

      — способ транспортировки оборудования;

      — трасса передвижения оборудования и пути движения поддерживающей и страхующей техники;

      — способы преодоления рвов, оврагов, выравнивания трассы, в том числе по лесным вырубкам, перехода через дороги, линии электропередач, водные преграды;

      — количество и расстановка членов бригады, участвующей в транспортировке оборудования, участие представителя организаций, эксплуатирующих ЛЭП, железные дороги (в случае их пересечения).

      2.4.6. Запрещаются работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт, а также передвижение вышек в вертикальном положении в ночное время, при ветре свыше 8 м/с, во время грозы, ливня и сильного снегопада, при гололедице, тумане с горизонтальной видимостью менее 20 м, при температуре воздуха ниже пределов, установленных в данном регионе.

      2.4.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.

      2.7.8. К демонтажу буровой установки на электроприводе разрешается приступать после получения письменного подтверждения работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об отключении буровой установки от электросети.

      2.4.9. Демонтаж буровой вышки, вышечно-лебедочного блока при наличии давления на устье скважины запрещается.

      2.4.10. Работы по строительству сооружений, зданий, помещений, вспомогательных объектов должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих условия безопасности труда в строительстве.

      2.4.11. До начала бурения стенки шахты для забуривания должны быть укреплены или спущено и зацементировано шахтовое направление. Якоря ветровых оттяжек должны быть испытаны на нагрузки, установленные инструкцией по эксплуатации завода-поставщика.

      2.4.12. Сдача в работу смонтированной буровой установки производится после опрессовки нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем управления оборудования, проверки качества заземления, представления актов на скрытые работы.

      2.5.1. Буровое оборудование должно отвечать требованиям государственных стандартов и настоящих Правил безопасности.

      2.5.2. Требования безопасности к не вошедшим в состав государственных стандартов, оборудованию и техническим устройствам устанавливаются техническими условиями и нормативными техническими документами Госгортехнадзора России.

      2.5.3. Технические устройства, используемые в процессе строительства скважин, подлежат сертификации на соответствие требованиям промышленной безопасности в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

      2.5.4. Технические устройства, применяемые в процессе строительства скважин, подлежат экспертизе промышленной безопасности. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности по установленному перечню технических устройств должен соответствовать требованиям нормативных документов Госгортехнадзора России.

      2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в состав буровой установки, должны соответствовать классу этих установок и условиям их эксплуатации. Порядок приобретения и комплектации бурового оборудования должен соответствовать установленным требованиям.

      2.5.6. Выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на строительство скважины должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке». Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.

      Выбор типа импортных буровых установок должен производиться с учетом вышеназванных критериев и нормативов.

      2.5.7. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше 4000 м по требованию заказчика оснащаются автоматами спуско-подъемных операций.

      2.5.8. Буровые установки должны оснащаться верхним приводом при:

      — бурении скважин с глубины более 4500 м;

      — вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;

      — наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно-направленных скважинах;

      — бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.

      2.5.9. Буровые установки (в т.ч. импортные) должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.

      2.5.10. Освещенность буровых установок светильниками должна обеспечивать освещенность:

      — роторного ствола — 100 лк;

      — пути движения талевого блока — 30 лк;

      — помещения вышечного и насосного блоков — 75 лк;

      — превенторной установки — 75 лк;

      — лестниц, маршей, сходов, приемного моста — 10 лк.

      2.5.11. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен производиться с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка — с пульта бурильщика и местного поста управления.

      2.5.12. Работы на приемном мосту буровой установки по затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию (замене) гидравлических блоков буровых насосов должны быть механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту — дистанционным.

      2.5.13. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и перемещения груза. При необходимости должен быть установлен дублирующий пульт управления.

      2.5.14. Буровая установка должна быть укомплектована:

      — ограничителем высоты подъема талевого блока;

      — ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;

      — блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

      — станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип станции устанавливается заказчиком);

      — приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной — не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;

      — механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

      — устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;

      — успокоителем ходового конца талевого каната;

      — системами обогрева рабочих мест;

      — блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;

      — приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей;

      системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

      — градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером.

      2.5.15. Все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания строительства скважины должен быть постоянным. При достижении 20% от нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами должен включаться предупредительный сигнал, а при достижении 50% предела — должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов.

      2.5.16. Конструкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность:

      — монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;

      — установки стола ротора на уровне пола буровой, а также рационального размещения:

      — средств автоматизации, механизации и пультов управления;

      — обогреваемого подсвечника со стоком раствора;

      — воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;

      — механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;

      — механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;

      — механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей;

      — шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб;

      — устройств по механизации установки ведущей трубы и УБТ в шурфы.

      2.5.17. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения.

      2.5.18. Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае возникновения аварийной ситуации. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечивать эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.

      2.5.19. Вышки должны оснащаться лестницами-стремянками с устройствами инерционного или другого типа для безопасного подъема и спуска верхового рабочего или лестницами тоннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м, или маршевыми лестницами до рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными площадками через каждые 6 м, а выше — лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска. Вышки для мобильных установок должны оборудоваться лестницами тоннельного типа без переходных площадок.

      2.5.20. На буровых насосах должны быть установлены компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.

      2.5.21. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод — к блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предотвращения эрозионного износа. Конструкция крепления элементов нагнетательного трубопровода (стояка и т.п.) к металлоконструкциям должна предусматривать возможность центровки талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические хомуты.

      2.5.22. Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спуско-подъемных операций. Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока должно осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т.д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения.

      Система противофонтанной арматуры должна включать не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части.

      В процессе работы должны контролироваться:

      — скорость вращения бурильной колонны;

      — величина крутящего момента при свинчивании и бурении;

      — положение элементов трубного манипулятора;

      — положение системы противофонтанной арматуры.

      Монтаж и установка элементов верхнего привода должны осуществляться специализированным персоналом в соответствии с инструкцией завода-изготовителя (фирмы-поставщика).

      2.5.23. В системе управления автоматическим ключом должна предусматриваться возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.

      2.5.24. По требованию заказчика (если оно содержится в техническом задании) в конструкцию буровой установки для кустового строительства скважин должно быть предусмотрено устройство для подвески блока очистки к основанию вышечно-лебедочного блока.

      2.5.25. На корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк), должна быть указана их допускаемая грузоподъемность.

      2.5.26. Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и др.), муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся элементы оборудования, а также их выступающие части должны иметь металлические ограждения, соответствующие установленным требованиям.

      2.5.27. Инструменты, специальные приспособления и устройства, применяемые в процессе строительства скважин, должны соответствовать техническим условиям по их изготовлению, утвержденными в установленном порядке.

      2.6.1. Порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования устанавливается буровой организацией с учетом инструкций по эксплуатации, представляемыми производителем продукции.

      2.6.2. Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения и т.д.) должна быть испытана на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема должна быть испытана давлением в 1,25 раза превышающее рабочее, но не менее чем на 3 кгс/кв.см (0,3 МПа).

      2.6.3. Для подъема быстроизнашивающихся деталей весом более 300Н (30 кгс) должны использоваться грузоподъемные механизмы (тали и т.п.).

      2.6.4. При проведении ремонтных работ должны использоваться приспособления и устройства, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала.

      2.6.5. Буровые насосы должны быть оборудованы предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств должна обеспечивать их надежное срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада температур. Предохранительные устройства при их срабатывании должны исключать возможность загрязнения оборудования и помещения насосной.

      2.6.6. Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных устройствах насоса, должна срабатывать при давлении, превышающем на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.

      2.6.7. Обвязка буровых и центробежных насосов низкого давления должна обеспечивать:

      — возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

      — полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом.

      Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.

      2.6.8. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На буровых установках с регулируемым приводом насоса установка пусковых задвижек не обязательна, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.

      2.6.9. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением должна составлять не менее 5 мин.

      Рабочее давление и необходимый коэффициент запаса прочности приведены ниже:

      Рабочее давление, кгс/кв.см, (МПа) 650
      (65)
      Коэффициент запаса прочности 1,5 1,4 1,3 1,25

      Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.

      2.6.10. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0-1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга.

      2.6.11. Ходовые и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.

      2.6.12. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей должны быть ограждены.

      2.6.13. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим — к основанию вышечного блока или ноге вышки. Узлы соединения канатов должны соответствовать требованиям п.1.5.33. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5-10 см.

      2.6.14. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола и техническим условиям эксплуатации буровой установки.

      2.6.15. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:

      — дата изготовления вышки;

      — заводской номер вышки (буровой установки);

      — грузоподъемность (номинальная) вышки;

      — сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки.

      2.6.16. Металлический пол люльки верхового рабочего должен быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть застрахована от падения.

      2.6.17. Проверку технического состояния вышек и их испытание следует осуществлять в соответствии с требованиями нормативных технических документов, утвержденных или согласованных Госгортехнадзором России.

      2.6.18. При механизированном осуществлении спуско-подъемных операций без участия бурового рабочего на вышке должна быть установлена площадка для обслуживания механизмов автомата спуско-подъемных операций.

      2.6.19. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока должна проверяться перед началом работы каждой вахты (смены).

      2.6.20. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.

      2.6.21. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

      Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения — 1,4.

      Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.

      2.6.22. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока эксплуатации до их списания.

      2.6.23. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется проектом.

      2.6.24. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.

      2.6.25. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для «левого» разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

      2.7.1.1. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

      — вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

      — плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале;

      — расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

      — давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;

      — уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций;

      — крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

      Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле зрения бурильщика.

      2.7.1.2. При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться:

      — азимут и зенитный угол ствола скважины;

      — пространственное расположение ствола скважины;

      — взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин.

      Периодичность контроля устанавливается проектом или организацией.

      2.7.1.3. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

      2.7.1.4. Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт, в т.ч. с несбалансированным пластовым давлением, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с проектом или дополнением к проекту, согласованному и утвержденному в установленном законодательством порядке.

      2.7.1.5. Буровой организацией рекомендуется разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых аварий и осложнений.

      2.7.1.6. При длительных остановках или простоях скважин, во вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли, пластичные глины и т.п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.

      2.7.1.7. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора, а также проницаемых горизонтов.

      2.7.1.8. Аварийные работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и т.п.) должны проводиться по специальному проекту (плану), разработанному и утвержденному совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию (право) на проведение этого вида работ (Единые правила безопасности взрывных работ, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 30.01.2001 N 3; (зарегистрировано в Минюсте России 07.06.2001, N 2743).

      2.7.1.9. Перед спуском в скважину нестандартного аварийного инструмента должен быть подготовлен эскиз этого инструмента с указанием необходимых размеров и зафиксировано его местоположение в компоновке бурильной колонны.

      2.7.1.10. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует исключить УБТ из компоновки бурильной колонны и применять долота без боковой армировки твердыми штыревыми вставками или со срезанными периферийными зубьями; в случае необходимости интервал установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства может быть дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки.

      2.7.1.11. Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22; (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002 за N 3759).

      При этом необходимо:

      — спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

      — загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки;

      — ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;

      — уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку;

      — спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;

      — слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны;

      — обесточить буровую установку (при дизельном приводе — перекрыть топливопровод);

      — обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины.

      Дополнительные требования к временной консервации объекта, с учетом региональных особенностей и сезонно-климатических условий, устанавливаются документацией, разработанной и согласованной организацией в установленном порядке.

      2.7.1.12. Буровой мастер должен представлять руководству буровой организации суточный рапорт о проведенных работах.

      Форма суточного рапорта устанавливается буровой организацией с учетом включения в его состав необходимых данных для технического расследования и установления причин аварий, осложнений и возникновения внештатных ситуаций.

      2.7.1.13. Организация и порядок смены вахт устанавливается организацией в соответствии с действующим законодательством.

      2.7.1.14. Периодичность и регистрация инструктажа на рабочем месте в период проходки ствола скважины устанавливается буровой организацией с учетом действующих нормативов в этой области.

      2.8.1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать следующие положения и решения:

      — обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

      — расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;

      — мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

      — коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;

      — технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

      — мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;

      — гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального проложения;

      — крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);

      — допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

      2.8.2. Выбор конструкции горизонтальных скважин должен определяться принципами, установленными настоящими Правилами безопасности.

      2.8.3. При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

      2.8.4. Для удаления газовых скоплений в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должен фиксироваться и при необходимости регулироваться.

      2.8.5. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:

      — коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций находящихся в пределах горизонтального участка составляют 1,3-1,5, для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0 до 5,0 град/10 м, — 1,05, для секций в интервалах искривления свыше 5 град/10 м — 1,10;

      — коэффициент запаса прочности на внутреннее давление — 1,15;

      — расчет обсадных колонн на растяжение должен производиться в установленном порядке.

      При проведении расчетов для горизонтального участка следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного искривления — трубы высоких групп прочности.

      2.8.6. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен производиться на основании нижеследующей таблицы:

      Интенсивность искривления, град/10 м Избыточное внутреннее давление, МПа Сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств
      оптимальное допускаемое
      Жидкая среда
      5,0-10,0 до 25,0 ОТТГ (Р-2, Р-402) ОТТМ с тефлоновым кольцом
      >25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416)
      свыше 10,0 до 25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416)
      >25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402)
      Газовая среда
      5,0-10,0 до 25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402)
      >25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402)
      свыше 10,0 до 25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402)
      >25,0 VAM (аналоги) VAM (аналоги)

      2.8.7. Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:

      — в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки скважины;

      — в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;

      — УБТ располагается выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.

      2.8.8. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желообразования и снижения износа обсадных колонн. Возникновение нагрузок на стенки скважины выше предельных значений, установленных проектом, недопустимо.

      2.9.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

      — высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих Правил;

      — эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

      — устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

      — отсутствуют межколонные давления.

      В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией.

      2.9.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью), соответствующей рабочему проекту.

      В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В остальных случаях схема противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

      Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил.

      Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливается документацией, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

      2.9.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение не допускается.

      2.9.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки — на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

      Результаты опрессовки оформляются актом.

      2.9.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

      — исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

      — сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

      — предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;

      — термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геолого-физических параметров;

      — сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

      — предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

      — охрану недр и окружающей среды.

      2.9.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается организацией по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.

      2.9.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

      — замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5-0,6 г/куб.см; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

      — использования пенных систем;

      — использования специальных технических средств и технологий (струйный насос УГИС и т.п.).

      2.9.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.

      Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

      2.9.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки — на давление опрессовки колонны.

      2.9.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.

      План утверждается техническим руководителем буровой организации и согласовывается с заказчиком.

      2.9.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организации.

      Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил безопасности.

      2.9.12. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по установленной форме.

      2.10.1. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу месторождений в разработку должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

      2.10.2. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).

      2.10.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

      2.10.4. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

      2.10.5. Бурение ствола под направление до глубины 20-30 м необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

      2.10.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород — криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

      2.10.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

      2.10.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

      2.10.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

      2.10.10. Забуривание наклонно-направленного ствола в интервалах залегания ММП не допускается.

      2.10.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.

      2.10.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10-С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

      2.10.13. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

      2.10.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (время обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается организацией — исполнителем работ по согласованию с добывающей организацией и территориальными органами Госгортехнадзора России. При отсутствии замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить оснащение их комплексом забойного оборудования, включая клапаны-отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи замерзающих жидкостей — периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами.

      В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа, либо (при длительной консервации) проведение замораживания без перфорации.

      2.10.15. Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибраторами, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

      2.11.1. Настоящие требования распространяются на кустовое строительство скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях. При газовом факторе более 200 куб.м/т проектная документация должна содержать дополнительные меры безопасности в соответствии с настоящими Правилами.

      2.11.2. Разработка проектной документации на подготовку и обустройство кустовых площадок, порядок ведения работ, эксплуатацию скважин должна соответствовать требованиям настоящих Правил с учетом обеспечения промышленной безопасности при высокой концентрации опасных производственных объектов на ограниченной территории и совмещении во времени работ по бурению, освоению, эксплуатации и ремонту скважин.

      2.11.3. Генеральный план размещения производственных, вспомогательных и бытовых объектов на кустовой площадке должен соответствовать требованиям настоящих Правил (приложение 4) с учетом специфики производства, санитарных норм и правил.

      2.11.4. Рабочий проект на строительство скважин разрабатывается по заданию пользователя недр (заказчика) в установленном законодательством порядке. Порядок размещения устьев скважин на кустовой площадке должен соответствовать требованиям, установленным Госгортехнадзором России.

      Общее количество скважин на кустовой площадке ограничивается величиной суммарного свободного дебита всех скважин куста, которая не должна превышать 4000 т/сутки (по нефти).

      2.11.5. При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин.

      2.11.6. В целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.п.) пользователь недр или его представитель, наделенный полномочиями в установленном порядке, разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке. Эти мероприятия обязательны для всех участников производственного процесса.

      2.11.7. Пользователем недр (заказчиком) в порядке, предусмотренном законодательством, назначается ответственный руководитель работ на кустовой площадке, наделенный необходимыми полномочиями.

      2.11.8. Положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке должно предусматривать:

      — последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени;

      — оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственного процесса;

      — систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, уровнем их безопасного ведения;

      — порядок и условия взаимодействия организаций между собой и ответственным руководителем работ на кустовой площадке.

      2.11.9. Порядок эвакуации людей, транспорта, спецтехники с кустовой площадки при возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявление, открытые фонтаны и т.п.) должен быть предусмотрен планом ликвидации аварии (ПЛА).

      2.11.10. При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, занятых непосредственно производством работ).

      2.11.11. Производство опасных работ на кустовой площадке должно проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил по нарядам-допускам, выдаваемым ответственным руководителем работ на кусте.

      2.11.12. Освоение законченных бурением скважин производится в порядке, предусмотренном настоящими Правилами с учетом дополнительных требований, установленных Госгортехнадзором России.

      2.11.13. Одновременно с бурением очередной скважины, на раннее пробуренных допускается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных мощностей, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины.

      2.11.14. Демонтаж буровой установки или снятие вышечно-лебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировка с кустовой площадки должны производиться после остановки работы всех эксплуатационных скважин, находящихся в опасной зоне.

      2.11.15. Сдача очередной скважины буровым подрядчиком и приемка ее заказчиком производится после предварительных исследований качества выполнения работ и оформляется актом, подписанным обеими сторонами. Состояние передаваемой скважины (эксплуатационная колонна испытана на герметичность; эксплуатационная колонна перфорирована и спущено внутрискважинное оборудование; скважина закончена «под ключ» и т.п.) устанавливается договором подряда.

      Ввод скважины в эксплуатацию производится заказчиком в установленном порядке.

      Добавить комментарий

      Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

      Priuta.ru © 2022

      Тема от WP Puzzle