Наоп 21 18-82 (нпаоп 11. 2 18-82) Единые технические правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Вид материала

Документы

Содержание 8. Буровые растворы, материалы и химреагенты 9. Спуско-подъемные операции 10. Эксплуатация ведущих, лишенных и бурильных тр/б, замков и переводников

Подобный материал:

• Учебный план программы профессиональной переподготовки «Эксплуатация нефтяных и газовых, 141.36kb.
• Программа семинара «капитальный ремонт скважин», 53.5kb.
• Инновационные технологии, 92.89kb.
• Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников составлены в соответствии, 821.05kb.
• Методические указания и задания на контрольные работы учебной дисциплины «Бурение нефтяных, 375.09kb.
• Приказ от 28 декабря 1999 года об утверждении правил геофизических исследований и работ, 854.42kb.
• Министерство образования российской федерации государственное образовательное учреждение, 185kb.
• Опросы разработки газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации скважин,, 1168.58kb.
• Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин, 193.02kb.
• Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве, 298.8kb.

7.7. Конструкция скважины в зове ММП должна обеспечивать надежную сохранность ее устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

7.8. Перед вскрытием напорного продуктивного горизонте (газового, нефтяного или водяного) в колонну бурильных труб должен быть включен шаровой крав (или специальное запорное устройство), который должен находиться под ведущей трубой.

7.9. Бурение с поглощением и без выхода циркуляции при вскрытии продуктивного горизонта допускается только по специальной прогретые на основании письменного разрешения руководства буровой организации.

7.10. В турбинном бурении гидромониторные долота следует

применять только о турбобурами, шпиндели которых оснащены уплотнениями вала, рассчитанными на заданный перепад давления в насадках долота.

7.11. При нормальной процессе бурения момент подъема долота  следует устанавливать по показаниям моментомера - для роторного бурения, а для других способов - согласно действующим РД.

7.12. После бурения бурголовками обязательно расширение интервала отбора керна долотом сплошного бурения.

7.13. Пуск бурового насоса в ход должен производиться при открытой пусковой задвижке. Включение других насосов, работающих параллельно, производится только после полного восстановления циркуляции и снижения давления в нагнетательной системе до нормального.

7.14. Перед началом и после окончания долбления должна производиться промывка скважины при поднятом над забоем долоте.

Продолжительность и интенсивность промывки регламентируются техническим проектом, исходя из горно-геологических условий и конкретного состояния ствола скважины.

7.15. Необходимо систематически контролировать положение уровня бурового раствора в резервуарах насосов, для чего их следует оборудовать, век правило, автоматическими сигнализаторами уровня и при изменении его положения, связанного с поведением скважины, принимать меры ло предупреждению возможных осложнений.

7.16. Подъем колонны бурильных труб из скважины после вскрытия газового горизонта должен производиться только тогда, когда свойства бурового раствора одинаковы по всему циркулирующему объему и соответствуют заданным в геолого-техническом наряде (ГТН),

7.17. При длительных простоях бурящейся скважины бурильная

колонна должна быть спущена до башмака обсадной колонны или в безопасную зону, превенторы закрыты, скважина заполнена соответствующим качественный раствором и находиться под постоянным наблюдением. Периодичность промывок и проработок должна быть определена специально разработанным планом, утвержденным руководством буровой организация.

7.18. При простоях бурящейся скважины длительностью более одного месяца вскрытые газовые пласты должны быть изолированы.

7.19. Для обеспечения проектной траектории ствола скважины необходимо применять наиболее эффективные для данных условий бурения агрегаты, инструменты и компоновки низа бурильной колонны.

7.20. Изменение компоновки виза бурильной колонны (КНБК) в процессе бурения в сторону увеличения ее жесткости не рекомендуется. Каждое изменение жесткости КНБК должно быть технологически обоснованно, проверено расчетным путем и зафиксировано в режимно-технологической карте. В случае крайней необходимости увеличение жесткости допускается после тщательной проработки открытого ствола скважины этой компоновкой.

7.21. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость проходки должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

7.22. В процессе бурения скважины необходимо осуществлять контроль за траекторией ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется горно-геологическими условиями бурения, проектной и. фактической траекторией ствола скважины.

7.23. О работах, проведенных на буровой, буровой мастер или начальник буровой ежесуточно должен представлять руководству организации суточный рапорт по единой установленной форме. Вместе

о суточным рапортом должны прикладываться диаграммы всех регистрирующих контрольно-измерительных приборов, установленных на буровой.

7.24. На буровой ежесменно должны заполнять вахтовый журнал, журналы показателей свойств бурового раствора и расхода химреагентов, утяжелителя, глины; работы дизелей, насосов и другого оборудования, замера бурильной колонны, работы породоразрушающего инструмента с указанием износа по КОДу, хозрасчетную карточку и другие документы.

Все эти документы должны иметь единую установленную форму и должны быть созданы необходимые условия для их заполнения и сохранения. По окончании бурения скважины все эти документы должны быть переданы в соответствующие отделы буровой организации.

7.25. Скважины, заложенные на морских стационарных платформах со сложными геологическими условиями с проектной глубиной 4500 и и более, а на суше 5500 м и более, должны быть обеспечены круглосуточным инженерный контролем за технологическим процессом бурения, для чего штаты на этих буровых должны соответствовать указанным требованиям.

7.26. Целесообразность бурения одиночных наклонных скважин и наклонных скважин, сгруппированных в кусты, должна быть обоснована технико-экономическими расчетами в техническом проекте.

7.27. Выбор буровой установки для бурения наклонных скважин должен осуществляться не по вертикальной глубине залегания проектного горизонт, а по длине ствола скважины с учетом дополнительных сил сопротивления, возникающих при подъеме наиболее тяжелой колонны.

7.28. Фактическое положение ствола наклонной скважины в пространстве и ее забоя в продуктивном горизонте должны регламенжироваться допусками на отклонение от проектного их положения, устанавливаемыми маркшейдерской службой в зависимости от конкретных геолого-технических условий площадки, где осуществляется бурение.

7.29. В проекте на строительство наклонных скважин должно быть уделено особое внимание правильному выбору типа бурового раствора, методам и техническим средствам крепления ствола скважины, учитывающим специфику условий бурения наклонных скважин, а также вопросам предупреждения искривления вертикального участка ствола наклонной скважины, особенно если последний значительный по протяженности.

Выбранные тип профиля, компоновки низа бурильной колонны, параметры режима бурения, темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий должны предотвращать протирание обсадных колонн, желобообразование, затяжки и заклинки инструмента и геофизических приборов.

7.30. В процессе бурения наклонных скважин режимы проработки и расширения ствола должны регламентироваться из расчета предупреждения самопроизвольного забуривания второго ствола.

7.31. В управлениях буровых работ, в экспедициях глубокого бурения, осуществляющих проводку наклонных скважин, должны быть организованы службы инженеров, специализированных на производстве работ, связанных с процессом ориентирования отклоняющих инструментов и управления проводкой ствола скважины при ее углублении, а также других специальных работ.

7.32. Буровые мастера, бурильщики и помощники бурильщиков, участвующие в бурении наклонных скважин, должны пройти специальные курсы и получить удостоверения на право ведения работ при проводке наклонных скважин.

Запрещается осуществлять бурение наклонных скважин буровым мастерам, бурильщикам и помошникам бурильщиков, не имеющим указанных удостоверений.

7.33. При проектировании и бурении наклонных скважин особенно глубоких (глубиной свыше 2,5-3,0 тыс. м) рекомендуется применять способы и средства, позволяющие использовать приборы для контроля геометрических параметров ствола скважины и положения отклоняющего устройства, а также телеметрические системы.

7.34. При бурении наклонных скважин разрешается осуществлять спуск геофизических приборов внутри бурильных труб с принудительным проталкиванием струей бурового раствора.

При бурении таких скважин электробурами геофизические приборы должны спускаться на бурильных трубах, снаряженных кабелем.

7.35. Забуривание второго и последующих стволов скважины должно осуществляться по специальному проекту в случаях вoccтaновления бездействующих скважин эксплуатационного фонда, а также в аварийных случаях ао специально разработанному плану, когда применение других методов ликвидации аварий неэффективно.

7.36. Забуривание вторых и последующих стволов рекомендуется осуществлять о помощью забойных двигатели, снабженных отклоняющими устройствами и наиболее эффективными для этой цели породоразрушающими инструментами.

В отдельных случаях можно применять уипстоки и другие стационарные отклоняющие приспособления.

8. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, МАТЕРИАЛЫ И ХИМРЕАГЕНТЫ

8.1. Тип и показатели свойств бурового раствора должны обеспечивать безаварийные условия проводки скважины, качественное

вскрытие продуктивных горизонтов и могут быть изменены в порядке согласно п. 1.5 настоящих правил.

8,2. Плотность бурового раствора (если она не вызывается необходимостью обеспечения устойчивости стенок скважины) в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (перовое) на величину:

10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2);

5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов ot I200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см2);

4-7 % для скважин глубиной более 2500 и (интервалов от 2500 ы до проектной глубины), но не более 3,5 Ша, (35 кгс/см ).

В интервале, где снижение гидростатического давления, создаваемого буровым раствором, не мокжт привести к выбросу или потере устойчивости стенок скважины, бурение иожно вести при отрицательных дифференциальных давлениях в соответствии с техническим проектом или по программе, утвержденной главный инженером буровой организации.

8.3. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового) раствора (по замерам раствора, освобожденного от газа) от установленных проектом предельных величин болызе, чем на +/-20 кгс/м (0,02 г/см ). Это отклонение должно находиться в пределах значений, указанных в пункте 8.2.

8.4. Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем и их расход должны производиться в соответствии с подобранной рецептурой и регистрироваться по каждой смене отдельно.

8.5. В процессе бурения скважин в нормальных условиях необходимо контролировать показатели свойств бурового раствора не реже: плотность и вязкость через час, СНС, водоотдачу, температуру, рН, содержание твердой фазы и песка, толщину фильтрационной корки - два раза в смену, а содержание солей в фильтрате - два раза в неделю.

Контрольные показатели свойств бурового раствора должны фиксироваться в специальном журнале.

8.6. При разбуривании газовых горизонтов и при бурении скважин в осложненных условиях показатели свойств бурового раствора следует контролировать: плотность и вязкость через 10-15 минут, СНС и водоотдачу .температуру - каждый час, содержание нефти в растворе один раз в 10 дней. Указанные свойства должны регистрироваться в журнале. После вскрытия газового пласта,-при отсутствии на буровой газокаротажной станции, два раза в смену должен производиться контроль бурового раствора на насыщенность газом.

8.7. При применении ингибированных буровых растворов с малым содержанием твердой фазы, эмульсионных, на нефтяной основе и др. не менее один раз за долбление следует осуществлять контроль показателей свойств, характерных для каждого специального раствора (согласно инструкциям по юс приготовлении и использованию).

6.8. При обнаружении в буровом растворе газа свыше 1,0 % должны приниматься меры по его дегазации, выявляться причины насыщения жидкости газом (работа пластов, вспенивание и т.д.) а проводиться мероприятия по их ликвидации.

8.9. Рецептура и матодика обработки и утяжеления бурового раствора должны разрабатываться местными лабораториями или лабораториями территориальных научно-исследовательских и проектных институтов (НИПИ).

8.10. При бурении поисковых, опорных, параметрических и разведочных скважин на буровой необходимо иметь запас бурового раствора в количестве, согласно пункта 3.15 настоящих правил, а также запас глины, утяжелителей и химических реагентов, обеспечивающих возможность быстрого приготовления раствора и изменения его свойств в соответствии с условиями бурения.

8.11. При бурении скважины с промывкой забоя утяжеленными и химически обработанными буровыми растворами на буровой должен быть запас утяжелителя и необходимых реагентов в количестве, обеспечивающим непрерывную работу буровой с учетом конкретных геолого-технических условий.

8.12. При работе с химическими реагентами необходимо руководствоваться правилами по технике безопасности и инструкциями по их применению.

8.13. Для уменьшения расхода химических реагентов ввод их в буровой раствор следует производить только после очистки последнего от выбуренной породы.

8.14. 1елоба и приемные резервуары должны очищаться регулярно по мере накопления в них шлама.

8.15. Запрещается повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций тяжелого раствора с длительными перерывами на заготовку новых. Утяжелеиие бурового раствора должно производиться при циркуляции его в процессе всего цикла.

8.16. На скважинах, при бурении которых используется большое количество утяжелителя, необходимо осуществлять его регенерацию.

8.17. После окончания бурения скважины в кусте избыток хи-

мически обработанного раствора следует использовать для бурения других скважин и на другие цели.

8.18. На буровых, особенно расположенных на акваториях, очищенный с пола остаток бурового раствора и грязь, скапливающаяся при спуско-подъемных операциях (СПО), а также выбуренная порода, должны собираться в тару и отправляться в заранее отведенные места в целях обеспечения охраны окружающей среды.

8.19. Качество буревого раствора должно обеспечивать строительство скважины в нормативные сроки и предотвращать загрязнение окружающей среды в процессе бурения.

8.20. Очистка бурового раствора должна осуществляться виброситами, гидроциклонами и другими механизмами, определяемыми проектами на строительство скважин.

Запрещается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.

9. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

9.1. Спуско-подъемные операции (скорости спуска и подъема, момент начала подъема, промежуточные промывки, расширки, проработки и др. операции) должны производиться з соответствии с техническим проектом на строительство скважин (режимно-технологической картой) или указанием бурового мастера, начальника буровой, инженерно-диспетчерской служба, руководства РИТС или разведки.

Особое внимание должно быть обращено на величину колебаний гидродинамического давления с целью предупреждения потеря устойчивости cтенок скважины и гидроразрыва пластов.

9.2. При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъел бурильной колонны следует

производить при пониженных скоростях с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

9.3. Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть снабжена комплектом механизмов и приспособлений малое механизации с учетом конкретных условий проводки скважины и в соответствии с предусмотренными нормативами министерств.

9.4.. Эксплуатация талевого каната должна производиться в соответствии с действующей инструкцией.

9.5. Оснастка талевой системы буровой должна соответствовать требованиям технической характеристики буровой установки, определенной техническим проектом.

9.6. При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же показателями свойств, что и у раствора, находящегося в ней. При этом его уровень в скважине должен поддерживаться у устья. В случав подъема бурильной колонны в поглощающей скважине руководствоваться п. 7.9.

9.7. Количество вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого бурового раствора при их подъеме должно контролироваться и фиксироваться в журнале.

9.8. Запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневании скважины. При первых признаках поршневания подъем следует прекратить и произвести промывку и проработку скважины.

9.9. При невозможности ликвидировать сифон промывкой и проработкой из-за зашламленности турбобура, долота или по другим причинам подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях и тщательном контролировании уровней бурового раствора в скважине, приемных и доливных резервуарах.

9.10. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать из скважины на первой скорости.

9.11. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора.

9.12. Запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.

9.13. Если во время спуско-подъемных операций начинается перелив бурового раствора через устье скважины, СПО следует прекратить, закрыть превентер в соответствии с пп. 6.20, 6.22 настоящих правил.

9.14. При спуске утяжеленных бурильных труб (УБТ) и бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными или автоматическими ключами, контролируя зазор между соединяемыми элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

9.15. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

9.16. Конструкция подсвечника должна обеспечивать удаление стекающего с труб бурового раствора и обогрев нижних концов труб при отрицательных температурах окружающего воздуха.

9.17. Посадка бурильной колонны на ротор во время спуско-подъемных операций должна производиться плавно без толчка и ударов.

9.18. При появления посадок во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует производить промывку или проработку ствола скважины.

Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от различных технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологической службой буровой организации.

9.19. Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.

9.20. Установку ведущей трубы в шурф следует производить с помощью специальных приспособлений (аатозатаскивателя, направляющего желоба и др.).

9.21. Запрещается оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.

9.22. При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.

9.23. Размеры сменных клиньев пневматического клинового захвата ротора (ПКР) в губок механизма захвата свечи АСП (при работе с комплексом АСП) должны соответствовать наружным диаметрам бурильных труб и УБТ.

9.24. Колонна бурильных, обсадных груб и УБТ, захватываемая пневматическим клиновым захватом, должна быть составлена о учетом допустимых нагрузок на нее, приведенных в инструкция по эксплуатации ПНР.

9.25. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при неполностью подвитых клиньях, вращать стол ро-

тора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами.

9.26. Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку состояния спуско-подьемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал.

Дефектоскопия спуско-подъемного оборудования должна производиться в соответствии с действующей инструкцией по дефектоскопии.

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЕДУЩИХ, ЛИШЕННЫХ И БУРИЛЬНЫХ ТР/Б, ЗАМКОВ И ПЕРЕВОДНИКОВ

10.1. Комплектацию, эксплуатации, ремонт и учет работы труб и замков к ним следует производить в соответствии с действующей инструкцией по комплектации, учету работы в списании бурильных труб о использованием результатов проверки их методами дефектоскопии и гидроопрессовки.

10.2. В процессе бурения скважины все бурильные грубы в замки к ним, ведущие, утяжеленные трубы в переводники должны проверяться визуально по износу наружной поверхности, резьбовых соединений, а также методами неразрушающего контроля в зависимости от юс нагруженности и интенсивности работы в сроки, указанные действующими инструкциями. Нормы отработки бурильных труб, УБТ, переводников, опорно-центрирующих элементов и их рззьбовых соединений регламентируется действующими инструкциями в зависимости от их прочностных характеристик и диаметра, глубин скважив в геолого-технических узлов,., бурения.

10.3. Замки, навинчиваемые на трубы, должны подбираться по натягам резьбы в соответствии с установленными нормами. Невинчивание бурильных замков на стальные трубы должно производиться только в нагретом состоянии согласно действующей инструкции, а на легкосплавные трубы как в горячем, так и холодном состоянии на специальных сборочных станках в соответствии о Инструкцией по сборке и эксплуатации этих труб.