---
title: "\"Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин\""
number: "178"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-178-3"
---

## "Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин"

# "Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин"

(утв. Госгортехнадзором России 12.07.1996, Приказом Минтопэнерго России от 12.07.1996 N 178)

> [!IMPORTANT]
> Начало действия документа - 01.09.1996.
> В соответствии с [Приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-178-1996-mintopenergo-rossii#p100027) Минтопэнерго РФ от 12.07.1996 N 178 данный документ введен в действие с 1 сентября 1996 года.


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждены<br>
[Приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-178-1996-mintopenergo-rossii#p100005) Министерства<br>
топлива и энергетики<br>
Российской Федерации

</div>

<div align="center">

от 12 июля 1996 г. N 178

</div>


<div align="right">

<a id="p100002"></a>Утверждаю<br>
Член коллегии<br>
Госгортехнадзора России,<br>
Начальник Управления<br>
по надзору в нефтяной и<br>
газовой промышленности<br>
Ю.А.ДАДОНОВ<br>
12 июля 1996 года

<a id="p100003"></a>Согласовано<br>
Постановлением Президиума<br>
Российского Совета профсоюза<br>
работников нефтяной, газовой<br>
отраслей промышленности<br>
и строительства<br>
от 12 июля 1996 г. N 4

</div>



## <a id="p100004"></a>ТИПОВЫЕ ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН


<a id="p100005"></a>Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. - председатель комиссии; Лесничий В.Ф. - зам. председателя комиссии; Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. - члены комиссии.
<a id="p100006"></a>Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны Научно-техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО "ЛУКойл". Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО "ЛУКойл" и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам.
<a id="p100007"></a>Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций.
<a id="p100008"></a>Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ.
<a id="p100009"></a>Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководствами по его эксплуатации.
<a id="p100010"></a>Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года Инструкции подлежат переизданию.
<a id="p100011"></a>В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес Научно-технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ "Промышленная безопасность") по адресу:
<a id="p100012"></a>103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5.


### <a id="p100013"></a>Список сокращений


<a id="p100014"></a>УБТ - утяжеленные бурильные трубы
<a id="p100015"></a>АСП - автомат спуска-подъема бурильных труб
<a id="p100016"></a>АКБ - автоматический ключ для бурильных труб
<a id="p100017"></a>ПКР - пневматический клиновый захват в роторе
<a id="p100018"></a>ГТН - геолого-технический наряд
<a id="p100019"></a>КНБК - компоновка низа бурильной колонны
<a id="p100020"></a>АВПД - аномально высокое пластовое давление
<a id="p100021"></a>ОЗЦ - ожидание затвердевания цемента
<a id="p100022"></a>ПАВ - поверхностно-активное вещество
<a id="p100023"></a>СКЦ - станция контроля цементирования
<a id="p100024"></a>ВНК - водонефтяной контакт
<a id="p100025"></a>ГНК - газонефтяной контакт
<a id="p100026"></a>ЦА - цементировочный агрегат
<a id="p100027"></a>НКТ - насосно-компрессорные трубы
<a id="p100028"></a>РД - руководящий документ
<a id="p100029"></a>ПЗП - призабойная зона пласта
<a id="p100030"></a>ММП - многолетнемерзлые породы
<a id="p100031"></a>НГДУ - нефтегазодобывающее управление


### 1. <a id="p100032"></a>ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ВЫПОЛНЕНИЮ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ



#### <a id="p100033"></a>Введение


<a id="p100034"></a>Настоящая Типовая инструкция регламентирует выполнение основных организационных, технических и технологических требований по безопасности работ при применении и обслуживании бурового оборудования и инструмента, а также при выполнении спуско-подъемных операций в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины на нефть и газ. Эксплуатация конкретного отечественного бурового оборудования и инструмента осуществляется в соответствии с руководством и инструкциями, составленными заводами-изготовителями, а импортного - в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков. Не допускается отклонение параметров эксплуатации, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины. В то же время рабочие параметры не должны превышать значений, подтвержденных техническим освидетельствованием и испытанием оборудования и инструментов и обеспечивающих их нормальную эксплуатацию.
<a id="p100035"></a>В Инструкции регламентированы в соответствии с требованиями безопасности работ основные условия и виды ведения работ для всех буровых предприятий и организаций, осуществляющих строительство скважины на нефть и газ различного назначения и видов бурения на суше и на море. Инструкция не охватывает специфику применения и обслуживания бурового оборудования и инструмента при аварийных обстоятельствах.
<a id="p100036"></a>Отступление от Инструкции должно носить исключительный характер и допускается только с разрешения региональных организаций Госгортехнадзора России.


#### <a id="p100037"></a>1.1. Общие положения


<a id="p100038"></a>1.1.1. При производстве работ по строительству скважин необходимо соблюдать требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".
<a id="p100039"></a>1.1.2. Оборудование и инструмент, эксплуатируемые буровой организацией при строительстве скважины, должны иметь технические паспорта или формуляры установленного образца. На буровой или в отделе инженерно-технологической службы должен постоянно находиться комплект заводских инструкций по эксплуатации всего оборудования, механизмов и инструмента. Эксплуатация оборудования с нарушением инструкций запрещается.
<a id="p100040"></a>1.1.3. Для обеспечения работы оборудования и инструмента в пределах характеристик, определяемых паспортом или инструкцией, они должны иметь запасные части и приспособления в объеме, необходимом для производства технического обслуживания. Объем технического обслуживания устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по эксплуатации и ремонту оборудования.
<a id="p100041"></a>1.1.4. Эксплуатация бурового оборудования и инструмента должна осуществляться в пределах допустимого ресурса (срок службы), установленного изготовителем и заложенного проектной организацией в проект на строительство скважины.
<a id="p100042"></a>Допускается эксплуатация оборудования и инструмента, отработанного сверх допустимого ресурса (срока службы), при условии подтверждения их работоспособности установленными методами и средствами.
<a id="p100043"></a>1.1.5. Для обеспечения бесперебойной работы оборудования на буровой должен быть запас быстроизнашивающихся деталей и узлов по перечню и в количестве, утвержденном руководителем бурового предприятия.
<a id="p100044"></a>1.1.6. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования или инструмента требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации.
<a id="p100045"></a>1.1.7. Планово-предупредительный ремонт бурового оборудования и инструмента должен производиться по графику, утвержденному главным инженером предприятия.
<a id="p100046"></a>1.1.8. В случае аварии с оборудованием или инструментом бурильщик или мастер обязан немедленно сообщить об этом руководству организации, приняв соответствующие меры по предупреждению аварии в скважине, исключению травмирования членов бригады и ремонту оборудования имеющимися средствами.
<a id="p100047"></a>1.1.9. Аварии с оборудованием, трубами и инструментом должны расследоваться и оформляться актом в соответствии с существующим порядком расследования аварий.
<a id="p100048"></a>1.1.10. Если оборудование или инструмент вследствие изношенности пришло в негодность, то составляется акт на их списание. Списанные оборудование и инструмент временно, до их утилизации, должны храниться в условиях, исключающих возможность их использования в результате ошибки персонала.
<a id="p100049"></a>1.1.11. По окончании буровых работ буровой мастер сдает механику предприятия по действующему на предприятии регламенту оборудование и инструмент.
<a id="p100050"></a>1.1.12. В период эксплуатации бурового оборудования и инструмента ответственность за сохранность и выполнение правил его эксплуатации возлагается на бурового мастера и буровую бригаду, а контроль за эксплуатацией и соблюдением сроков профилактического ремонта - на главного (старшего) механика бурового предприятия.
<a id="p100051"></a>1.1.13. Оборудование, машины и установки (цепные и ременные передачи, открытые движущиеся и вращающиеся части, источники излучения и др.), могущие служить причиной травмирования обслуживающего персонала или вредного воздействия на него, ограждаются или экранируются. Ограждения и экраны блокируются с пусковым устройством оборудования в соответствии с техническим заданием на его изготовление.
<a id="p100052"></a>Ограждение должно соответствовать назначению и конструктивному исполнению оборудования, а также условиям, в которых оно будет эксплуатироваться.
<a id="p100053"></a>1.1.14. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета.
<a id="p100054"></a>1.1.15. Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, не должна быть более 45 градусов внутри помещений и 60 градусов - на наружных установках.
<a id="p100055"></a>1.1.16. Применение оборудования, не соответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.
<a id="p100056"></a>1.1.17. На буровой должен быть план ликвидации возможных аварий с четким определением обязанностей каждого члена буровой бригады.


#### <a id="p100057"></a>1.2. Эксплуатация бурового оборудования


<a id="p100058"></a>1.2.1. Оборудование, применяемое при бурении скважин, должно быть смонтировано на прочных фундаментах (основаниях) и опробовано в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации.
<a id="p100059"></a>1.2.2. После окончания монтажа буровой установки все оборудование должно быть опробовано без нагрузки под руководством работников служб главного механика и главного энергетика.
<a id="p100060"></a>1.2.3. В процессе эксплуатации буровую вышку и оборудование должны осматривать механик и буровой мастер не реже одного раза в два месяца с записью результатов осмотра в журнал проверки технического состояния оборудования.
<a id="p100061"></a>1.2.4. В случаях, перечисленных ниже, кроме механика и бурового мастера в осмотре принимает участие представитель вышкомонтажной конторы:
- <a id="p100062"></a>перед спуском обсадной колонны;
- <a id="p100063"></a>перед началом и после окончания ловильных работ и других аварийных работ, связанных с нагрузкой на вышку;
- <a id="p100064"></a>после открытых фонтанов и выбросов;
- <a id="p100065"></a>до начала и после окончания передвижения вышки;
- <a id="p100066"></a>после сильного ветра со скоростью 15 м/с и выше.
<a id="p100067"></a>1.2.5. По результатам проверки технического состояния вышки составляется акт и подписывается работниками, производившими осмотр.
<a id="p100068"></a>1.2.6. Поврежденные детали вышки должны быть восстановлены или заменены до возобновления работ.
<a id="p100069"></a>Основные виды произведенных ремонтных работ должны быть записаны в технических паспортах вышки и оборудования.
<a id="p100070"></a>1.2.7. Периодичность осмотров или испытаний буровых вышек определяется инструкциями заводов-изготовителей, согласованными с Госгортехнадзором России.
<a id="p100071"></a>1.2.8. Во всех случаях эксплуатации вышки свыше семи лет она должна ежегодно осматриваться комиссией с участием главных специалистов с составлением акта о ее техническом состоянии и заключении о пригодности вышки к дальнейшей эксплуатации.
<a id="p100072"></a>1.2.9. Кронблоки, рамы кронблоков и подкронблочные балки вышек и мачт должны осматриваться с проверкой всех узлов крепления не реже одного раза в два месяца.
<a id="p100073"></a>1.2.10. На законченной монтажом буровой установке бурение скважины может быть начато после приемки ее комиссией, назначенной приказом по предприятию.
<a id="p100074"></a>Предприятие обязано представить приемочной комиссии для ознакомления геолого-технический наряд, основную техническую документацию на буровое оборудование, акты об его испытаниях, документацию на электрооборудование и заземляющие устройства.
<a id="p100075"></a>1.2.11. Комиссия составляет "Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки".

##### <a id="p100076"></a>1.2.12 Пусковая документация должна храниться на буровой установке.

<a id="p100077"></a>1.2.13. Подача напряжения на буровые установки для производства буровых работ разрешается после окончания всех строительно-монтажных и электроналадочных работ.

##### <a id="p100078"></a>1.2.14 Напряжение должно быть подано в светлое время суток.

<a id="p100079"></a>1.2.15. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В и аварийным освещением от автономного источника питания.
<a id="p100080"></a>1.2.16. На буровой вышке должны устанавливаться светильники во взрывозащищенном исполнении при бурении газовых скважин и нефтяных скважин с давлением вскрываемого пласта выше гидростатического.
<a id="p100081"></a>1.2.17. Электрическое освещение буровой установки должно быть выполнено в соответствии с существующими нормами.
<a id="p100082"></a>1.2.18. До начала монтажа буровая установка должна быть обеспечена радио- или телефонной связью.
<a id="p100083"></a>1.2.19. Буровая установка должна быть укомплектована щитом с приборами контроля за работой механизмов и выполнением технологических процессов. Приборы должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.
<a id="p100084"></a>1.2.20. Производство каких-либо работ, связанных с перемещением талевой системы, без исправного ограничителя подъема талевого блока под кронблок (противозатаскивателя) запрещается.
<a id="p100085"></a>1.2.21. Шланг для нагнетания промывочной жидкости должен быть обмотан страховочным стальным мягким канатом диаметром 12 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине шланга. Один конец шланга следует крепить к вертлюгу с охватом его неподвижной части, а другой - к ноге вышки (мачты) с предварительным охватом - витком вокруг верхнего конца стояка. Запрещается применять канаты с нарушением целостности и прочности.

##### <a id="p100086"></a>1.2.22 Вращение ротора должно осуществляться:

- <a id="p100087"></a>при снятых пневматических клиньевых захватах ротора (ПКР);
- <a id="p100088"></a>при соединенных между собой малых вкладышей болтом соответствующего размера, указанного в конструкторской документации;
- <a id="p100089"></a>после снятия с ротора порожнего элеватора и других приспособлений и устройств.
<a id="p100090"></a>Для подъема порожнего элеватора со стола ротора должны быть использованы стальные канатные стропы. Подъем элеватора должен осуществляться якорем.
<a id="p100091"></a>1.2.23. Установка вкладышей ведущей трубы в ротор должна осуществляться при помощи специальных приспособлений.

##### <a id="p100092"></a>1.2.24 В процессе бурения скважины с крюка должны быть сняты штропа.

<a id="p100093"></a>1.2.25. После установки на скважине противовыбросового оборудования плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием. При бурении скважины со вскрытым продуктивным горизонтом над и под ведущей трубой должны быть установлены шаровые краны.
<a id="p100094"></a>1.2.26. До начала и в процессе бурения систематически должны осуществляться проверка блокировки включения ротора при поднятых клиньях клинового захвата бурильных труб, ограничителя подъема талевого блока и устройств по предотвращению перегрузки насосов, по отключению компрессоров, а также всех других предохранительных устройств, средств защиты и контроля.

##### <a id="p100095"></a>1.2.27 Во время работы механизмов запрещается:

- <a id="p100096"></a>производить ремонт или крепление каких-либо частей;
- <a id="p100097"></a>чистить и смазывать движущиеся части вручную или с помощью приспособлений, не предназначенных для этих целей;
- <a id="p100098"></a>снимать ограждение или отдельные части и проникать за ограждения;
- <a id="p100099"></a>тормозить движущиеся части не предназначенными для этого приспособлениями или предметами;
- <a id="p100100"></a>направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять ременные или цепные передачи.
<a id="p100101"></a>1.2.28. После остановки оборудования для смазки, осмотра, регулировки и крепления деталей на отключающем устройстве необходимо вывесить предупредительный плакат "Не включать - работают люди!". При этом должны быть приняты меры против самопроизвольного их включения, а в пневмосистеме давление необходимо снизить до атмосферного.
<a id="p100102"></a>1.2.29. На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического освидетельствования.
<a id="p100103"></a>1.2.30. Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации могут подвергаться вибрации, необходимо предусматривать меры по ее исключению. Кроме того, должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.
<a id="p100104"></a>1.2.31. При пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов и т.п.) должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки и т.д.).
<a id="p100105"></a>1.2.32. Трубопроводы взрывопожароопасных технологических систем не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений, кроме мест установки арматуры или подсоединения аппаратов.
<a id="p100106"></a>Во взрывопожароопасных технологических системах применять гибкие шланги запрещается.

##### <a id="p100107"></a>1.2.33 Насосы, применяемые для нагнетания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны оснащаться:

- <a id="p100108"></a>блокировками, исключающими пуск или прекращающими его работу при отсутствии в корпусе насоса перемещаемой жидкости или отклонениях уровней жидкостей в приемной и расходной емкостях от предельно допустимых значений;
- <a id="p100109"></a>средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы, влияющих на безопасность.
<a id="p100110"></a>1.2.34. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного или модернизированного оборудования осуществляется комиссией предприятия после проверки соответствия его проекту и требованиям правил технической эксплуатации.
<a id="p100111"></a>Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством цеха с участием соответствующих специалистов.

##### <a id="p100112"></a>1.2.35 Работать следует только в исправной спецодежде.



#### <a id="p100113"></a>1.3. Эксплуатация бурового инструмента


<a id="p100114"></a>1.3.1. Эксплуатация (отработка) буровых долот должна производиться с соблюдением рекомендаций заводов-изготовителей и утвержденных инструкций. Навинчивание и отвинчивание долота должно осуществляться с применением специального устройства.
<a id="p100115"></a>Типы применяемых долот должны соответствовать свойствам проходимых пород и виду привода (высокооборотный, низкооборотный).
<a id="p100116"></a>Количество бурового раствора, закачиваемого в скважину, должно соответствовать системе промывки долота и обеспечивать эффективную очистку забоя от частиц разбуренной породы (шлама).
<a id="p100117"></a>Система очистки бурового раствора должна обеспечивать отсутствие в нем абразивных частиц. Операция спуска долота в скважину должна при необходимости сопровождаться промежуточной промывкой для защиты промывочных каналов долота от зашламования.
<a id="p100118"></a>Если при предыдущих буровых операциях возник риск наличия на забое металлических частиц (обломков зубьев долота, твердосплавных зубков и т.п.), забой должен быть предварительно очищен с использованием магнитного ловителя или металло-шламоуловителя.
<a id="p100119"></a>Режим работы долота определяется проектом на строительство скважины.
<a id="p100120"></a>Результаты отработки долота должны фиксироваться в буровом журнале.
<a id="p100121"></a>1.3.2. При эксплуатации компоновки низа бурильной колонны (КНБК) должно быть обеспечено выполнение требований проекта на строительство скважины в части взаимного расположения элементов КНБК, допустимой степени их износа и режимам бурения.
<a id="p100122"></a>1.3.3. Эксплуатация забойных двигателей производится в соответствии с документацией завода-изготовителя и утвержденными инструкциями. Транспортировка и перемещение забойного двигателя с приемного моста на буровую должны производиться с соблюдением условий, исключающих повышенный прогиб его корпуса. Забойный двигатель должен быть снабжен фильтром, а качество бурового раствора и режимы его закачки в скважину должны соответствовать требованиям рабочего проекта.
<a id="p100123"></a>1.3.4. Перед пуском забойного двигателя в скважину необходимо на устье проверить его работоспособность и определить осевые и радиальные зазоры путем вращения вала.
<a id="p100124"></a>1.3.5. При бурении электробуром необходимо осуществлять ежедневные проверки целостности проводника, заземляющего корпус токоприемника, и плотность контактов в местах его присоединения и еженедельного осмотра мест присоединения заземляющих проводников к шахтовому направлению, кондуктору, шурфовой трубе, с одной стороны, и к заземляющему устройству - с другой, а также к корпусам электрооборудования и к заземленным металлоконструкциям.
<a id="p100125"></a>Осмотры производятся лицом из числа электротехнического персонала, обслуживающего данную буровую установку, а результаты осмотра записываются в эксплуатационном журнале.
<a id="p100126"></a>1.3.6. За исправным состоянием каната должен быть установлен систематический тщательный контроль.
<a id="p100127"></a>Грузовой канат должен быть заменен новым при выявлении следующих дефектов:
- <a id="p100128"></a>оборвана одна прядь каната;
- <a id="p100129"></a>на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм - более 10% от всего числа проволок в канате;
- <a id="p100130"></a>одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната;
- <a id="p100131"></a>канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального;
- <a id="p100132"></a>на канате имеется скрутка;
- <a id="p100133"></a>при поверхностном износе или коррозии, достигшей 25% и более первоначального диаметра проволок.
<a id="p100134"></a>1.3.7. Процесс замены каната должен выполняться в соответствии с инструкцией по правилам эксплуатации талевых канатов.
<a id="p100135"></a>1.3.8. При эксплуатации бурильных труб должны выполняться следующие требования.
<a id="p100136"></a>1.3.8.1. Комплектацию, эксплуатацию, ремонт и учет работы труб и замков к ним следует производить в соответствии с инструкцией по комплектации, учету работы и списанию бурильных труб, с использованием результатов проверки их методами дефектоскопии и гидроопрессовки.
<a id="p100137"></a>1.3.8.2. В процессе бурения скважины все бурильные трубы и замки к ним, ведущие, утяжеленные трубы и переводники должны проверяться визуально и калибрами по износу наружной поверхности, резьбовых соединений, а также методами неразрушающего контроля в сроки, указанные в технических условиях и действующих инструкциях по эксплуатации. Нормы отработки бурильных труб, УБТ, переводников, опорно-центрирующих элементов и их резьбовых соединений регламентируются в зависимости от их прочностных характеристик и диаметра, глубин скважин и геолого-технических условий бурения.
<a id="p100138"></a>1.3.8.3. Замки, навинчиваемые на трубы, должны подбираться по натягам резьбы в соответствии с установленными нормами. Навинчивание бурильных замков на стальные трубы должно производиться только в нагретом состоянии, а на легкосплавные трубы, как в горячем, так и холодном состоянии, на специальных сборочных станках в соответствии с инструкцией по сборке и эксплуатации этих труб.
<a id="p100139"></a>1.3.8.4. Бурильные трубы, входящие в комплект, должны иметь маркировку, соответствующую сопроводительной документации завода-изготовителя. Эксплуатация труб, не имеющих маркировки, запрещается.
<a id="p100140"></a>1.3.8.5. Паспорта на комплект бурильных труб, ведущую трубу, УБТ и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны должны заполняться трубной базой (площадкой) и вестись с момента сборки до их списания. Паспорта списанных комплектов вышеуказанных элементов компоновки бурильной колонны должны храниться вместе с другими архивными материалами в течение трех лет.
<a id="p100141"></a>Не разрешается использовать бурильные трубы, не обеспечивающие установленный коэффициент запаса прочности.
<a id="p100142"></a>1.3.8.6. При перевозке труб нельзя допускать их прогиба. Ведущие трубы необходимо перевозить в защитных кожухах соответствующего диаметра.
<a id="p100143"></a>1.3.8.7. При транспортировке труб все резьбовые соединения должны быть защищены предохранительными кольцами и ниппелями.
<a id="p100144"></a>1.3.8.8. Перед отправкой на буровую бурильные, утяжеленные и ведущие трубы, как новые, так и после ремонта, должны проходить визуальный осмотр, обмер замков и труб по наружному диаметру, опрессовку, проверку методами дефектоскопии.
<a id="p100145"></a>Такую же проверку и опрессовку должны пройти трубы при перевозке с одной буровой на другую.
<a id="p100146"></a>1.3.8.9. До начала бурения скважины должна проверяться прямолинейность ведущей трубы. В случае обнаружения кривизны или спирали, превышающей допуски, предусмотренные в технической документации завода-изготовителя, ведущая труба должна быть отправлена на ремонт.
<a id="p100147"></a>1.3.8.10. Бурильные трубы и УБТ до начала бурения должны быть уложены на приемном мосту или на специально отведенных площадках (стеллажах) по комплектам.
<a id="p100148"></a>1.3.8.11. В процессе бурения скважины бурильные трубы должны подвергаться опрессовке и проверке методами дефектоскопии и толщинометрии в сроки, устанавливаемые для данного района. После испытания трубами критических нагрузок (например, при ликвидации прихвата) они должны подвергаться аналогичной проверке.
<a id="p100149"></a>1.3.8.12. Буровой мастер (начальник буровой) обязан замерить длину бурильной колонны с указанием размеров, типов труб, категорий прочности и толщин стенок и получить от трубной базы выписки из паспортов на комплекты труб с актами на их опрессовку и дефектоскопию, а также паспорта и эскизы прочего инструмента.
<a id="p100150"></a>1.3.8.13. При роторном бурении, а также при бурении газовых скважин забойными двигателями в зоне обсаженной части ствола (но не менее чем на 500 м от устья) на бурильных трубах под каждым замком бурильной трубы должны быть установлены резиновые кольца (протекторы), которые по мере износа необходимо заменять новыми.
<a id="p100151"></a>1.3.8.14. В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб и замков к ним следует проводить учет их физического износа, не допуская его превышения.
<a id="p100152"></a>1.3.8.15. Запрещается бурить скважину без установки в нижней части колонны утяжеленных бурильных труб (УБТ). Допускается использование специального наддолотного комплекта из бурильных труб с большей толщиной стенки.
<a id="p100153"></a>1.3.8.16. Свечи бурильной колонны по возможности должны подбираться одинаковой длины. Разница в их длинах допускается не более 0,75 м, причем свечи минимальной длины должны выступать над перилами стационарной люльки не менее чем на 0,5 м, а максимальной - не более 1,25 м.
<a id="p100154"></a>В случае невозможности выполнения этого требования для работы без АСП вышка должна оборудоваться передвижной люлькой.
<a id="p100155"></a>При бурении электробуром длины труб и свечей подбираются в соответствии с Инструкцией по технологии бурения нефтяных и газовых скважин электробурами.
<a id="p100156"></a>1.3.8.17. При затаскивании труб и УБТ в буровую необходимо исключить их прогибы и удары о ротор и другие металлические предметы.
<a id="p100157"></a>1.3.8.18. При свинчивании труб и свечей не разрешается сталкивание ниппеля замка в муфту в случае упора торца ниппеля в торец муфты.
<a id="p100158"></a>1.3.8.19. При спуске УБТ и бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными или автоматическими ключами с применением пневмораскрепителей.
<a id="p100159"></a>1.3.8.20. В процессе свинчивания и развинчивания бурильного инструмента нахождение обслуживающего персонала в радиусе действия механизированных и машинных буровых ключей и вблизи натяжных канатов не допускается.
<a id="p100160"></a>1.3.8.21. Погрузка, разгрузка и перемещение бурильных труб и инструмента на стеллажах и приемных мостках буровых установок должны быть механизированы.
<a id="p100161"></a>Подача бурильных и обсадных труб в буровую должна осуществляться поодиночно при помощи двурогого крюка или крюка с предохранительной защелкой.
<a id="p100162"></a>1.3.8.22. При затаскивании бурильных труб в буровую или выбросе их на приемный мост элеватор должен быть обращен замком вверх.
<a id="p100163"></a>1.3.8.23. Бурильные трубы и УБТ при разборке свечей должны быть уложены в ряды на приемном мосту или отдельно стоящих стеллажах комплектно по типоразмерам, категориям прочности, толщинам стенок. Трубы должны быть очищены от грязи, а резьбы - смазаны.
<a id="p100164"></a>1.3.8.24. Уложенные в соответствии с [п. 1.3.8.23](#p100163) комплекты труб на буровой должны сдаваться буровым мастером трубной базе (площадке) вместе с выпиской из паспорта на трубы.
<a id="p100165"></a>1.3.8.25. Бурильные трубы, поступающие после окончания бурения на трубную базу, промываются водой, а ниппельные и муфтовые резьбы их смазываются для предохранения от коррозии.
<a id="p100166"></a>1.3.8.26. Перед ремонтом все бурильные трубы должны проверяться визуально, инструментальным обмером и методами дефектоскопии, а после ремонта - подвергаться гидравлической опрессовке. Давление опрессовки регламентируется документацией завода-изготовителя.
<a id="p100167"></a>1.3.8.27. Буровые организации должны иметь трубы с левой резьбой. Их комплекты по длине и прочностным характеристикам должны соответствовать максимальной глубине скважин данного района.
<a id="p100168"></a>1.3.8.28. При бурении скважин легкосплавными бурильными трубами (ЛБТ) помимо выполнения требований данного раздела обязательно выполнение требований инструкции завода-изготовителя.
<a id="p100169"></a>1.3.8.29. Дефектные трубы и переводники, обнаруженные в процессе их эксплуатации или плановой (очередной) проверки дефектоскопией и гидроопрессовкой, должны быть удалены из бурильной колонны. На них следует делать четкую надпись "брак" и укладывать их на специально отведенной площадке.


#### <a id="p100170"></a>1.4. Спуско-подъемные операции



##### <a id="p100171"></a>1.4.1. Эксплуатация механизмов буровой установки при спуско-подъемных операциях


<a id="p100172"></a>1.4.1.1. Все вспомогательные приспособления и механизмы, применяемые при бурении скважин, должны быть смонтированы и опробованы в соответствии с заводскими инструкциями по их монтажу и эксплуатации, с соблюдением технических условий на монтаж и демонтаж.
<a id="p100173"></a>1.4.1.2. Запрещается работать на неисправных приспособлениях и механизмах. Регулировка их должна производиться в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.
<a id="p100174"></a>1.4.1.3. При монтаже приспособлений следует принять меры против самоотвинчивания крепежных деталей.

###### <a id="p100175"></a>1.4.1.4 При работе с ключом АКБ:

- <a id="p100176"></a>к самостоятельному управлению ключом допускается лишь первый помощник бурильщика, прошедший инструктаж по безопасному управлению ключом и освоивший приемы управления;
- <a id="p100177"></a>подвод ключа к трубам нужно осуществлять плавно, для этого предварительно рукоятку управления установить в положение отвода и после в положение подвода. Для отвода ключа все повторяется в обратном порядке;
- <a id="p100178"></a>все работы, связанные с ремонтом, регулировкой, устранением неисправностей в механических частях и в пневмолинии, необходимо производить при перекрытом кране пневматической линии, идущей к коллектору пульта управления. Оставшийся воздух должен выпускаться путем установки рукояток кранов управления в нейтральное положение после их предварительного наклона по прорезям копира пульта. Каждая рукоятка должна быть обязательно застопорена с помощью предохранительного стопорного кольца. При этом на пульте нужно вывесить предупредительный плакат: "Не включать - работают люди!";
- <a id="p100179"></a>запрещается производить спуск колонны труб в скважину при не полностью отведенном ключе и подвод ключа до посадки труб на клинья или на элеватор;
- <a id="p100180"></a>вращение трубозажимного устройства и включение зажима нижних челюстей нужно производить только после полного охвата замка трубы;
- <a id="p100181"></a>после выполнения каждой операции по свинчиванию-развинчиванию обязательно все рукоятки пульта управления ставить в нейтральное положение и зафиксировать их в этом положении стопорными пальцами;
- <a id="p100182"></a>по окончании работы ключом следует перекрыть центральный кран пульта и оставшийся воздух выпустить.
<a id="p100183"></a>1.4.1.5. При работе с пневмораскрепителем свечей (ПРС) на буровой установке не допускается его эксплуатация без направляющего поворотного ролика. Тяговый канат должен крепиться к штоку пневмораскрепителя с помощью канатной втулки, заплетки или тремя зажимами. Запрещается нахождение людей в опасной зоне, возникающей при обрыве тягового каната ПРС.

###### <a id="p100184"></a>1.4.1.6 При использовании пневматического клинового захвата необходимо выполнять следующие требования:

- <a id="p100185"></a>не допускать загрязнения конусных поверхностей вкладышей ротора и клиньев, так как это может привести к заклиниванию клиньев в роторе;
- <a id="p100186"></a>размер плашек, установленных в клинья, должен соответствовать размеру труб по диаметру;
- <a id="p100187"></a>при износе плашек клиньев заменять их следует полным комплектом;
- <a id="p100188"></a>не допускать резкой посадки труб на клинья;
- <a id="p100189"></a>перед установкой в ротор необходимо проверить прямолинейность плоскостей пазов клиньев под плашки опорных сопрягаемых поверхностей клиньев и вкладышей;
- <a id="p100190"></a>после окончания работ клинья должны быть сняты и уложены в сторону.

###### <a id="p100191"></a>1.4.1.7 При использовании машинных ключей необходимо:

- <a id="p100192"></a>чтобы страховой канат был длиннее натяжного на 15 - 20 см;
- <a id="p100193"></a>соединить канаты для крепления ключа с помощью отдельных вертлюжков;
- <a id="p100194"></a>надежно закрепить натяжной и страховой канаты к ногам вышки или к специальным приспособлениям, установленным заводом-изготовителем;
- <a id="p100195"></a>подвешивать их на металлических канатах диаметром не менее 12 мм в горизонтальном положении и уравновешивать контргрузами или специальной лебедкой с червячной передачей и храповым устройством;
- <a id="p100196"></a>контргрузы располагать под полом буровой;
- <a id="p100197"></a>чтобы диаметр страхового каната был не менее 19 мм;
- <a id="p100198"></a>размер челюсти должен соответствовать диаметру трубы.

###### <a id="p100199"></a>1.4.1.8 Запрещается пользоваться машинными ключами при таких неисправностях, как:

- <a id="p100200"></a>сухарь неплотно сидит в гнезде;
- <a id="p100201"></a>торец сухаря находится не в одной плоскости с торцевой плоскостью ключей;
- <a id="p100202"></a>сработан зуб сменной челюсти ключа;
- <a id="p100203"></a>имеется люфт в шарнирных соединениях (то есть сработаны гнезда шарнирных пальцев);
- <a id="p100204"></a>трещина в корпусе или рукоятке;
- <a id="p100205"></a>болтовое крепление вертлюжка и шарнирные пальцы не зашплинтованы.
<a id="p100206"></a>1.4.1.9. При использовании элеватора необходимо обратить внимание на замок, который должен исключать самопроизвольное открытие его створок. Конструкция элеватора должна исключать возможность выпадения штропов из его проушин.

###### <a id="p100207"></a>1.4.1.10 Запрещается пользоваться элеваторами, если они имеют следующие дефекты:

- <a id="p100208"></a>износ торца под замок бурильных труб более 2 мм;
- <a id="p100209"></a>трещину в корпусе, замке или в выступах замка;
- <a id="p100210"></a>прогнутость нижней торцевой поверхности более 7,0 мм;
- <a id="p100211"></a>выработку проушин в месте посадки штропов;
- <a id="p100212"></a>люфт в шарнирных соединениях створок, при котором нижний торец створки и торец элеватора под створку находятся не в одной плоскости;
- <a id="p100213"></a>заедание в шарнире замка;
- <a id="p100214"></a>неисправность фиксирующего устройства;
- <a id="p100215"></a>деформацию или слом пружины.
<a id="p100216"></a>1.4.1.11. Предохранительные шпильки, вставляемые в проушины элеватора, по длине должны быть равны высоте элеватора и соответствовать диаметру отверстия его проушин.
<a id="p100217"></a>Штропами нельзя пользоваться, если они имеют неодинаковую длину, выбоины и трещины на поверхности. Штропа должны подвергаться дефектоскопии согласно графику ППР предприятия и отжигу один раз в три года.


##### <a id="p100218"></a>1.4.2. Испытание ограничителя подъема талевого блока


<a id="p100219"></a>1.4.2.1. Испытание ограничителя подъема талевого блока (противозатаскивателя) производится после окончания монтажа и ремонта оборудования буровой установки перед забуриванием скважины, после ремонта тормозной системы лебедки, а также перед освоением скважины с бурового блока, если перед началом работ оборудование буровой установки простаивало длительное время.
<a id="p100220"></a>1.4.2.2. Испытание ограничителя подъема талевого блока производится комиссией в составе механика по эксплуатации бурового оборудования, бурового мастера или мастера по освоению скважин, мастера подготовительно-наладочной бригады.

###### <a id="p100221"></a>1.4.2.3 Перед испытанием ограничителя подъема талевого блока необходимо:

- <a id="p100222"></a>произвести проверку технического состояния и опрессовку пневмосистемы буровой установки;
- <a id="p100223"></a>проверить техническое состояние тормозной системы, правильность регулировки тормозных лент, состояние тормозных шкивов и прилегание тормозных колодок к тормозным шкивам;
- <a id="p100224"></a>проверить крепление системы ограничителя подъема, легкость хода рычагов кранов конечного выключателя путем опускания контргрузов, действие клапанов-разрядников и тормозного цилиндра;
- <a id="p100225"></a>проверить исправность конечного выключателя электродвигателя привода лебедки.
<a id="p100226"></a>Результаты проверки бурильщик должен записывать в вахтовый журнал. Выявленные неисправности необходимо устранить и повторить проверку.

###### <a id="p100227"></a>1.4.2.4 Опустить талевой блок в нижнее положение.

<a id="p100228"></a>1.4.2.5. На высоте 24 метра от пола буровой закрепить один конец вспомогательного стального каната диаметром 4 - 9 мм к ноге вышки, второй конец пропустить между струнами оснастки талевого блока и опустить вниз.
<a id="p100229"></a>1.4.2.6. Поднять давление воздуха в пневмосистеме до 8 кгс/кв. см и поддерживать его до окончания проведения испытания.
<a id="p100230"></a>1.4.2.7. Удалить всех людей с территории буровой на расстояние высоты вышки плюс 10 метров, за исключением лиц, производящих испытание (мастера или бурильщика).
<a id="p100231"></a>1.4.2.8. Отсоединить основной канат ограничителя подъема талевого блока от кранов конечного выключателя. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей скорости лебедки, удерживая руками контргрузы кранов конечного выключателя.
<a id="p100232"></a>При подъеме талевого блока на высоту 10 - 12 метров от ротора, сбрасыванием контргрузов конечного выключателя убедиться в исправном действии всех элементов тормозной системы лебедки. Опустить талевый блок в нижнее положение.
<a id="p100233"></a>1.4.2.9. Вспомогательный канат для испытания ограничителя подъема талевого блока с помощью крючка из мягкой проволоки диаметром 4 мм закрепить за траверсу кранов конечного выключателя, подсоединить конечный выключатель электродвигателя лебедки.
<a id="p100234"></a>1.4.2.10. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей скорости лебедки до срабатывания ограничителя подъема талевого блока.
<a id="p100235"></a>1.4.2.11. Замерить тормозной путь талевого блока, который не должен превышать 3,7 метра. Если тормозной путь окажется больше указанного, необходимо найти причину и устранить дефекты. После этого произвести повторное испытание.
<a id="p100236"></a>1.4.2.12. При положительных результатах испытаний убрать вспомогательный канат на полатях верхнего рабочего, основной канат установить в рабочее положение в соответствии со схемой монтажа.
<a id="p100237"></a>1.4.2.13. Результаты испытаний ограничителя подъема талевого блока оформить актом.
<a id="p100238"></a>1.4.2.14. При освоении скважин с бурового блока сразу после окончания буровых работ указанный акт передается в бригаду, проводящую освоение.


##### <a id="p100239"></a>1.4.3. Выполнение спуско-подъемных операций


<a id="p100240"></a>1.4.3.1. При производстве спуско-подъемных операций скорости спуска и подъема момент начала подъема, промежуточные промывки, расширки, проработки и др. должны производиться в строгом соответствии с проектом на строительство скважин.
<a id="p100241"></a>Особое внимание должно быть обращено на предупреждение колебаний гидродинамического давления в скважине при спуске и подъеме бурового инструмента с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины, гидроразрыва пластов или провоцирования проявлений.
<a id="p100242"></a>1.4.3.2. При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях, предусмотренных проектом, с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

###### <a id="p100243"></a>1.4.3.3 Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить:

- <a id="p100244"></a>замер износа шеек штропов с занесением результатов в паспорт. При обнаружении микротрещин и износа шеек, превышающих 5 мм, штропы бурильные необходимо отбраковать;
- <a id="p100245"></a>состояние тормозных колодок. При выявлении толщины колодки от набегающего конца ленты 8 мм и менее тормозная колодка должна быть заменена;
- <a id="p100246"></a>высоту расположения конца тормозной рукоятки от уровня рабочей площадки, которая при полном торможении не должна быть меньше 0,8 м и не более 0,9 м;
- <a id="p100247"></a>исправность ограничителя подъема талевого блока. Ограничитель подъема талевого блока должен отключать буровую лебедку при достижении талевого блока на расстоянии не менее 2,0 м до кронблока.
<a id="p100248"></a>1.4.3.4. Перед спуско-подъемными операциями с применением механизированного ключа необходимо осуществлять проверку и при обнаружении одного из перечисленных ниже дефектов отбраковать ключ:
- <a id="p100249"></a>плотность посадки сухарей в гнездах;
- <a id="p100250"></a>смещение плотности торца сухаря относительно торцовой плоскости;
- <a id="p100251"></a>наличие трещин в корпусе и рукоятке;
- <a id="p100252"></a>отсутствие шплинта в болтовом креплении вертлюга;
- <a id="p100253"></a>отсутствие шплинтов в шарнирных пальцах;
- <a id="p100254"></a>сработаны зубья в сменной челюсти.
<a id="p100255"></a>1.4.3.5. Не реже одного раза в неделю принудительным открыванием необходимо проверить действие предохранительного клапана воздухосборника. При минусовых температурах окружающей среды работоспособность предохранительного клапана должна проверяться ежесменно.
<a id="p100256"></a>1.4.3.6. Всякий раз перед началом спуско-подъемных операций бурильщик обязан лично проверить исправность замков элеваторов и приспособлений, предотвращающих выпадение шпилек из проушины, состояние тормозной системы лебедки и кранов ограничителя подъема талевого блока под кронблок, крепление ограждений, шплинтовку отдельных частей механизмов и оборудования.
<a id="p100257"></a>1.4.3.7. Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть снабжена комплектом механизмов и приспособлений малой механизации с учетом конкретных условий проводки скважины и в соответствии с предусмотренными нормативами.
<a id="p100258"></a>1.4.3.8. При использовании для спуско-подъемных операций специальных автоматизированных и механизированных устройств (АСП, МСП и др.) необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.
<a id="p100259"></a>1.4.3.9. В случае проведения спуско-подъемных операций без клиновых захватов для предохранения проушин элеваторов от остаточной деформации использовать специальные вкладыши ротора.
<a id="p100260"></a>1.4.3.10. Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию инструмента буровая установка должна, кроме того, снабжаться:
- <a id="p100261"></a>запасными элеваторами для всех размеров используемых труб;
- <a id="p100262"></a>штропами одинаковой длины с прочно прикрепленными к ним шпильками для элеваторов;
- <a id="p100263"></a>пеньковым канатом;
- <a id="p100264"></a>двумя оттяжными крючками для подтаскивания бурильных свечей на подсвечник с концами такой формы, чтобы охватывалось не менее половины окружности трубы;
- <a id="p100265"></a>переводниками и шарнирными клиньями для подъема и установки утяжеленных труб;
- <a id="p100266"></a>специальной консистентной смазкой для резьбового соединения замков.
<a id="p100267"></a>1.4.3.11. Запрещается производить спуско-подъемные операции при неполном составе буровой вахты, при неисправных механизмах, приспособлениях, инструментах.
<a id="p100268"></a>1.4.3.12. Спуско-подъемные операции разрешается начать только после того, как бурильщик убедится, что второй помощник бурильщика (верхний рабочий) надел и закрепил предохранительный пояс, проверил надежность закрепления пеньковым или оцинкованным канатами к перилам люльки отводных крючков и других инструментов.
<a id="p100269"></a>1.4.3.13. При подъеме-спуске инструмента необходимо непрерывно наблюдать за показанием индикатора веса, а в случае появления затяжек при расхаживании инструмента не допускать нагрузки свыше максимально допустимой на вышку и на талевую систему.
<a id="p100270"></a>Вышка должна иметь ограничитель грузоподъемности.
<a id="p100271"></a>1.4.3.14. Запрещается верхнему рабочему снимать пеньковый канат с бурильной свечи до посадки ее в муфту спущенной в скважину колонны труб.
<a id="p100272"></a>1.4.3.15. Запрещается переключение скоростей лебедки на ходу и при наличии нагрузки на талевой системе.
<a id="p100273"></a>1.4.3.16. При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же параметрами свойств, что и у раствора, находящегося в скважине. При этом его уровень в скважине должен поддерживаться у устья. В случае подъема бурильной колонны в поглощающей скважине руководствоваться проектом на строительство скважины.
<a id="p100274"></a>1.4.3.17. Количество вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должно контролироваться и фиксироваться в журнале.
<a id="p100275"></a>1.4.3.18. Запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневании скважины. При первых признаках поршневания подъем следует прекратить и произвести промывку и проработку скважины.
<a id="p100276"></a>1.4.3.19. 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 контроле уровней бурового раствора в скважине, приемных и доливных резервуарах.
<a id="p100277"></a>1.4.3.20. Если во время спуско-подъемных операций начинается перелив промывочного раствора через устье скважины, то следует допустить колонну труб, остановив элеватор над ротором на 0,3 - 0,4 м, закрыть превентор, навинтить ведущую трубу и начать промывку с противодавлением. При отсутствии обратного клапана в бурильной колонне он устанавливается перед наворотом ведущей трубы.
<a id="p100278"></a>1.4.3.21. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора.
<a id="p100279"></a>1.4.3.22. Запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.
<a id="p100280"></a>1.4.3.23. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.
<a id="p100281"></a>1.4.3.24. Конструкция подсвечника должна обеспечивать удаление стекающего с труб бурового раствора и обогрев нижних концов труб при отрицательных температурах окружающего воздуха.
<a id="p100282"></a>1.4.3.25. При спуске и подъеме инструмента пол буровой вышки необходимо систематически очищать от грязи. На рабочей площадке не должны находиться посторонние предметы.
<a id="p100283"></a>1.4.3.26. Посадка бурильной колонны на ротор во время спуско-подъемных операций должна производиться плавно, без толчков и ударов.
<a id="p100284"></a>1.4.3.27. При появлении посадок более чем на 5 делений во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует производить проработку ствола скважины.
<a id="p100285"></a>Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от различных технических и геологических условий и определяются в каждом отдельном случае технической службой бурового предприятия с фиксацией в ГТН.
<a id="p100286"></a>1.4.3.28. Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.
<a id="p100287"></a>1.4.3.29. Запрещается оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.
<a id="p100288"></a>1.4.3.30. При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.
<a id="p100289"></a>1.4.3.31. Размеры сменных клиньев пневматического клинового захвата ротора (ПКР) и губок механизма захвата свечи АСП (при работе с комплексом АСП) должны соответствовать наружным диаметрам бурильных труб и УБТ.
<a id="p100290"></a>1.4.3.32. При применении ПКР вес колонны бурильных (обсадных) труб и УБТ не должен превышать его грузоподъемность.
<a id="p100291"></a>1.4.3.33. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при не полностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами.
<a id="p100292"></a>1.4.3.34. При спуске и подъеме колонны бурильных труб клинья пневматического клинового захвата должны быть подняты из ротора.
<a id="p100293"></a>1.4.3.35. Запрещается поднимать или спускать колонну бурильных труб при не полностью отведенном ключе АКБ.
<a id="p100294"></a>1.4.3.36. Запрещается проходить между ключом АКБ и бурильной колонной (ведущей трубой), спущенной в скважину. Во время спуска и подъема колонны бурильных труб помощникам бурильщика следует подходить к ротору только после полной остановки колонны бурильных труб.
<a id="p100295"></a>1.4.3.37. Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. При этом необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.
<a id="p100296"></a>1.4.3.38. Предохранительный клапан пневмораскрепителя должен быть отрегулирован на 5,6 кгс/кв. см, что соответствует усилию натяжения 6000 кгс при КПД 0,85 и диаметре ПРС 400 мм. Диаметр тягового каната на пневмораскрепителе свечей должен быть не менее 18 мм.
<a id="p100297"></a>1.4.3.39. При спуске колонны бурильных труб запрещается осуществлять ее торможение клиновыми захватами.
<a id="p100298"></a>1.4.3.40. При креплении УБТ с помощью пневмораскрепителя величина крутящего момента не должна превышать максимально допустимых величин и регламентируется давлением в цилиндре раскрепителя.
<a id="p100299"></a>1.4.3.41. Для перемещения труб от подсвечника к устью скважины должно быть использовано устройство для безопасной подачи свечей бурильных труб от подсвечника к ротору типа УПС-2.
<a id="p100300"></a>1.4.3.42. Подачу свечей на подсвечник и обратно к устью скважины разрешается производить с помощью крючка, имеющего длину не менее 0,5 м и охватывающего половину окружности трубы. Необходимо следить за тем, чтобы конец бурильной свечи не попал на буртик замка ранее установленной свечи и на ноги работающих.
<a id="p100301"></a>1.4.3.43. Установку ведущей трубы в шурф следует производить с помощью специальных приспособлений (автозатаскивателя, направляющего желоба и др.). Запрещается затаскивать ведущую трубу в шурф вручную или при помощи вспомогательной лебедки.
<a id="p100302"></a>1.4.3.44. Запрещается производить спуск ведущей трубы в шурф на большой скорости. Подъем ее из шурфа необходимо производить на 1-й скорости буровой лебедки.
<a id="p100303"></a>1.4.3.45. При установке в шурф ведущей трубы и ее извлечении из шурфа не допускается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы.
<a id="p100304"></a>1.4.3.46. Вывод крюка из штропа вертлюга необходимо производить после того, как помощник бурильщика откроет предохранительную защелку крюка и отойдет в сторону.
<a id="p100305"></a>1.4.3.47. Подавать элеватор на стол ротора и снимать его с ротора необходимо с помощью вспомогательной лебедки. Элеватор при этом должен быть закрыт.
<a id="p100306"></a>1.4.3.48. Перед подъемом ведущей трубы из шурфа необходимо закрыть стопор, предотвращающий поворот крюка.
<a id="p100307"></a>1.4.3.49. При заведении штропов в проушины элеватора, а также выводе их из проушин необходимо браться за штропы на безопасном расстоянии (не менее 420 мм от нижней кромки штропа).
<a id="p100308"></a>1.4.3.50. При спуске бурильной колонны вспомогательный тормоз лебедки (гидродинамический или другого типа) должен включаться в работу по достижении веса колонны, указанного в характеристике буровой установки. Работа без вспомогательного тормоза при этом запрещается. Включение и выключение кулачковой муфты вспомогательного тормоза буровой лебедки на ходу запрещаются.
<a id="p100309"></a>1.4.3.51. Бурильщик должен начинать подъем крюка после сигнала помощника о закрытии элеватора.
<a id="p100310"></a>1.4.3.52. Бурильщик должен следить за поднимаемым талевым блоком и при подходе его к люльке верхнего рабочего снижать скорость подъема.
<a id="p100311"></a>1.4.3.53. Поднимаемый ненагруженный элеватор должен быть в раскрытом состоянии со створками, обращенными ко второму помощнику бурильщика (верхнему рабочему). При этом раскачивание талевой системы не допускается.
<a id="p100312"></a>1.4.3.54. Во время подъема и спуска бурильных свечей помощники бурильщика должны осматривать поверхность труб, чтобы своевременно обнаружить возможные дефекты.
<a id="p100313"></a>1.4.3.55. При применении УБТ необходимо использовать специальные приспособления для их установки за "палец" и на подсвечник, а также для наращивания колонны бурильных труб.
<a id="p100314"></a>1.4.3.56. Посадку колонны бурильных труб на ротор бурильщик должен производить плавно, не допуская удара элеватора о стол ротора, и так, чтобы замковая муфта находилась от ротора на расстоянии, обеспечивающем свободный подвод трубозажимного устройства АКБ.
<a id="p100315"></a>1.4.3.57. После окончания спуска колонны бурильных труб перед очередным долблением необходимо машинные ключи отвести от устья скважины и зацепить за специальный крючок на ноге вышки, закрыть доступ воздуха к крану управления АКБ и снизить давление в отключенной части пневмосистемы до атмосферного.
<a id="p100316"></a>1.4.3.58. Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку состояния спуско-подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал.
<a id="p100317"></a>1.4.3.59. Дефектоскопия спуско-подъемного оборудования должна производиться в соответствии с инструкцией по дефектоскопии.


### 2. <a id="p100318"></a>ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН



#### <a id="p100319"></a>Введение


<a id="p100320"></a>Инструкция отражает современные требования и порядок выполнения комплекса работ: по подготовке ствола скважины, наземных технических средств и обсадных труб, тампонажных материалов и цементировочного оборудования; по спуску и цементированию обсадных колонн различного назначения; по проведению заключительных операций при креплении скважин и оценке его качества.
<a id="p100321"></a>Изложенные в Инструкции указания и рекомендации о порядке выполнения различных работ по креплению скважин соответствуют требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 1993, НПО ОБТ).


#### <a id="p100322"></a>2.1. Общие положения


<a id="p100323"></a>2.1.1. Организация и производство работ по созданию безопасных условий труда персонала, осуществляющего выполнение работ по креплению скважины, определяется настоящей Инструкцией.
<a id="p100324"></a>2.1.2. Инструкция регламентирует основные положения и требования к выполнению работ по креплению нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации, при производстве которых необходимо также руководствоваться другими действующими инструкциями и правилами:
<a id="p100325"></a>"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 1993, НПО ОБТ).
<a id="p100326"></a>Настоящая Инструкция разработана с учетом выполнения в полном объеме требований рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.
<a id="p100327"></a>Проектом на строительство скважины предусматривается углубление ствола скважины заданной траектории (при ограничениях на интенсивность искривления) и заданного номинального диаметра для беспрепятственного спуска до забоя обсадных труб и обеспечения заданной высоты поднятия цементного раствора.
<a id="p100328"></a>2.1.3. В рабочем проекте строительства скважин на нефть и газ содержатся программы работ по креплению каждой обсадной колонны, в которых определен перечень потребных технических средств и материалов, а также приведены схемы размещения элементов технологической оснастки бурильной и обсадной колонн, схемы обвязки цементировочной техники и оборудования применительно к местным условиям работ. Отказ от рекомендуемых проектом технических средств, материалов и схем размещения подлежит согласованию с разработчиком проекта либо расследованию специально созданной комиссией с составлением акта.
<a id="p100329"></a>2.1.4. Расчет обсадных колонн на прочность следует производить в соответствии с прочностными характеристиками используемого сортамента обсадных труб и величинами:
- <a id="p100330"></a>избыточных наружных и внутренних давлений;
- <a id="p100331"></a>максимальных растягивающих нагрузок от веса колонн.
<a id="p100332"></a>При этом указанные величины определяются для экстремальных прогнозных случаев их проявления в течение всего срока использования скважины.
<a id="p100333"></a>В случае необходимости спуска колонн секциями рассчитывают каждую из них. Для колонн в наклонных скважинах (альфа > 5 град.) необходимо применять повышенные значения коэффициентов запаса прочности. Во всех случаях необходимо обеспечивать условия максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб.
<a id="p100334"></a>Расчеты колонн производятся в соответствии с действующими инструкциями и методиками, утвержденными в установленном порядке.
<a id="p100335"></a>Любые изменения технических условий на обсадные трубы и коэффициентов запаса прочности, не предусмотренные в действующих стандартах или инструкциях, подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора России.
<a id="p100336"></a>2.1.5. При реализации рабочего проекта строительства скважин, с учетом требований настоящей Инструкции и особенностей геолого-технических условий рекомендуется при необходимости для отдельных нефтегазодобывающих районов составлять дополнительно программу по креплению скважин.
<a id="p100337"></a>2.1.6. При спуске сварных обсадных колонн следует руководствоваться соответствующими инструкциями (справочными пособиями по креплению скважин) и указаниями по электродуговой или контактной сварке обсадных труб.
<a id="p100338"></a>2.1.7. Отступление от настоящей Инструкции по выполнению работ по креплению скважины допускается в исключительных случаях с письменного разрешения госгортехнадзора по представлению руководства производственного предприятия.
<a id="p100339"></a>2.1.8. Инструкция предназначена для предприятий нефтяной и газовой промышленности, а также для геологоразведочных организаций, осуществляющих строительство скважин.
<a id="p100340"></a>Все ранее действовавшие инструкции по креплению скважин несварными колоннами считать утратившими силу.


#### <a id="p100341"></a>2.2. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных труб


<a id="p100342"></a>Подготовка ствола к спуску обсадных труб - под направления, кондуктор, промежуточную (сплошную, хвостовик, потайную) и эксплуатационную колонну - наиболее рационально производить одновременно с процессом углубления ствола.
<a id="p100343"></a>Однако вероятностный характер исходной геологической информации и несовершенство математического моделирования при проектировании оставляют возможность отклонения от проектных решений (по диаметру и траектории ствола) при их реализации.
<a id="p100344"></a>Использование информации, получаемой в процессе углубления ствола и геофизических измерений в нем, позволяет конкретизировать подготовку ствола к операции спуска обсадных колонн.
<a id="p100345"></a>Порядок проведения подготовки ствола определяется требованием, обеспечивающим качество и надежность скважины, т.е. в первую очередь выполняются работы по обеспечению траектории ствола с заданной интенсивностью искривления. Затем - работы по расширению ствола в местах сужения или желобных выработок, а также электрометрические работы в комплексе с работами по очистке ствола скважины от шлама.


##### <a id="p100346"></a>2.2.1. КНБК для снижения интенсивности искривления ствола скважины


<a id="p100347"></a>2.2.1.1. Совмещение процессов углубления и подготовки ствола скважины достигается путем включения в КНБК непосредственно над долотом (или расширителем) специального калибратора или заменяющего его участка УБТ, размеры которого для каждого случая следует определять в соответствии с нижеизложенными требованиями.
<a id="p100348"></a>2.2.1.2. При роторном способе КНБК должны собираться по следующей схеме: долото; наддолотный участок КНБК, обеспечивающий проходимость обсадных труб; участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото; бурильные трубы. Диаметр и длина наддолотного участка КНБК определяется по расчету.
<a id="p100349"></a>2.2.1.3. При углублении ствола забойными двигателями, если корпус двигателя по диаметру способен выполнять роль наддолотного участка КНБК, обеспечивающего проходимость обсадных труб, применять дополнительное наддолотное устройство не обязательно.
<a id="p100350"></a>Участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото, должен соответствовать режиму бурения, предусмотренному проектом. При необходимости его следует стабилизировать путем установки центраторов.
<a id="p100351"></a>2.2.1.4. В наклонно направленных и горизонтальных скважинах перед спуском обсадных труб ствол должен быть проработан и прокалиброван КНБК, содержащей над долотом стандартный полноразмерный калибратор. Износ такого калибратора по диаметру должен быть минимальным.


##### <a id="p100352"></a>2.2.2. КНБК для расширения ствола скважины


<a id="p100353"></a>2.2.2.1. Если после углубления наклонно направленного или горизонтального участка ствола потребуется его расширение для спуска обсадных труб, то расширение следует выполнять с применением КНБК, обеспечивающей требования [п. п. 2.2.1.2](#p100348) и [2.2.1.3](#p100349).
<a id="p100354"></a>2.2.2.2. Проработку скважины при калибровке следует вести только в тех интервалах, где обнаружатся "посадки" и "затяжки" инструмента до полного устранения последних.
<a id="p100355"></a>2.2.2.3. Если проектом строительства скважины предусмотрено расширение интервала крепления раздвижными расширителями типа РРБ или подобными, углубление этого участка ствола следует производить компоновкой, выбранной в соответствии с [п. п. 2.2.1.1](#p100347) - [2.2.1.3](#p100349).
<a id="p100356"></a>2.2.2.4. При проработке необходимо обеспечить непрерывную равномерную подачу долота. Число оборотов ротора и режим промывки должны быть такими же, как и при углублении этого интервала. Допустимая осевая нагрузка на долото - 20 кН (2,0 тс). Режимы бурения при турбинном способе должны находиться в пределах установленных проектом на строительство скважин.
<a id="p100357"></a>2.2.2.5. Если при углублении или расширении ствола были использованы КНБК, не отвечающие требованиям [п. п. 2.2.1.2](#p100348) или [2.2.1.3](#p100349) настоящей Инструкции, то следует предусмотреть подготовку ствола жесткими КНБК. При этом не следует повышать жесткость КНБК, если в процессе предыдущей проработки "посадки" и "затяжки" инструмента отсутствовали.


##### <a id="p100358"></a>2.2.3. Очистка ствола скважины от шлама


<a id="p100359"></a>2.2.3.1. После окончания операций расширения, проработки или калибровки ствола скважины следует произвести промывку ствола в течение не менее двух циклов циркуляции с максимально возможной при данной глубине ствола подачей жидкости на забой. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек.
<a id="p100360"></a>2.2.3.2. В процессе очистки ствола параметры циркулирующей среды в интервале ее применения должны соответствовать проекту на строительство скважины.
<a id="p100361"></a>2.2.3.3. В процессе промывки ствола необходимо расхаживать бурильную колонну в пределах длины ведущей трубы, а при подъеме бурильных труб постоянно заполнять ствол циркулирующей жидкостью.
<a id="p100362"></a>2.2.3.4. После промывки ствола бурильную колонну следует спустить до забоя и при подъеме произвести контрольный замер длины бурильных труб с помощью стальной рулетки для уточнения фактической глубины скважины. Результаты контрольного промера следует отразить в буровом журнале.
<a id="p100363"></a>2.2.3.5. Готовность ствола к спуску обсадных труб необходимо отметить соответствующей записью в вахтовом журнале и суточном рапорте бурового мастера.


##### <a id="p100364"></a>2.2.4. Мероприятия по очистке ствола, связанные с геофизическими исследованиями


<a id="p100365"></a>2.2.4.1. После очистки ствола осуществить подъем бурильной колонны не ранее чем за 3 часа до производства электрометрических работ в стволе.
<a id="p100366"></a>2.2.4.2. В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, выявленных по данным каверно- и профилеметрии, а также затяжек при подъеме бурильных труб или геофизических зондов ствол необходимо проработать (прошаблонировать) той же КНБК, которая применялась при расширении ствола.


#### <a id="p100367"></a>2.3. Подготовка наземных технических средств к спуску обсадных колонн



##### <a id="p100368"></a>2.3.1. Общие требования


<a id="p100369"></a>2.3.1.1. Для предупреждения неоправданного риска, связанного с осложнениями и авариями в процессе спуска обсадных труб из-за выхода из строя наземных технических средств, необходимо до начала спуска провести профилактический осмотр и ремонт:
<a id="p100370"></a>а) фундаментов и морских оснований под вышку и других узлов буровой установки;
<a id="p100371"></a>б) вышки и лебедки;
<a id="p100372"></a>в) подроторных балок;
<a id="p100373"></a>г) талевой системы;
<a id="p100374"></a>д) насосов, силового хозяйства;
<a id="p100375"></a>е) противовыбросовой арматуры;
<a id="p100376"></a>ж) контрольно-измерительных приборов;
<a id="p100377"></a>з) задвижек, нагнетательных, вспомогательных и др.
<a id="p100378"></a>2.3.1.2. Вышка должна быть отцентрирована относительно устья скважины, а ее соединительные элементы проверены и прокреплены.
<a id="p100379"></a>2.3.1.3. Перед спуском обсадной трубы, перекрывающей пласты с возможным АВПД, плашки одного из превенторов должны соответствовать диаметру спускаемых труб. После замены плашек под колонну превентор должен быть опрессован.
<a id="p100380"></a>2.3.1.4. Для укладки обсадных труб в требуемом количестве на буровой необходимо заблаговременно освободить и подготовить приемный мост, а при необходимости установить стеллажи или подготовить специальные площадки.
<a id="p100381"></a>2.3.1.5. На буровую заранее должны быть доставлены комплект инструмента, запасные части и материалы для спуска обсадных труб.
<a id="p100382"></a>2.3.1.6. После устранения обнаруженных недостатков следует составить акт о готовности буровой установки к спуску в скважину и цементированию обсадной колонны.


##### <a id="p100383"></a>2.3.2. Подготовка и транспортирование обсадных труб


<div align="center">

<a id="p100384"></a>2.3.2.1. При подготовке труб производятся следующие основные операции: осмотр, гидравлическое испытание, проверка качества резьб калибрами, шаблонирование, сортировка труб и замер их длины с нанесением на них порядкового номера.<br>
<a id="p100385"></a>Трубы должны иметь заводские сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандарта или технических условий, а также документ об опрессовке труб. При отсутствии сертификата запрещается использовать обсадные трубы на комплектование колонн.<br>
<a id="p100386"></a>2.3.2.2. Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному следует проверять по всей ее длине с помощью жесткого шаблона, размеры которого для отечественных и импортных труб указаны в таблице 1.

<a id="p100387"></a>Таблица 1

<a id="p100388"></a>РАЗМЕРЫ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ШАБЛОНА ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ

</div>



<table>
<colgroup><col width="31%"><col width="34%"><col width="36%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100390"></a>Внутренние диаметры обсадных труб d, мм</td><td colspan="2">Габаритные размеры шаблона для труб<br>по ГОСТ 632-80 и стандарту АНИ, мм</td></tr>
<tr><td><a id="p100393"></a>длина</td><td>наружный диаметр</td></tr>
<tr><td><a id="p100395"></a>99,6 - 177,0</td><td>150</td><td>d - 3</td></tr>
<tr><td><a id="p100396"></a>190,8 - 339,7</td><td>300</td><td>d - 4</td></tr>
<tr><td><a id="p100397"></a>313,6 и более</td><td>400</td><td>d - 5</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p100399"></a>2.3.2.3. Обсадные трубы необходимо испытывать гидравлическим давлением, величина которого должна превышать расчетное избыточное, действующее на колонну при испытании скважины на герметичность. Продолжительность испытания не менее 30 с.<br>
<a id="p100400"></a>Значения минимального допустимого давления при испытании обсадных труб на поверхности приведены в таблице 2.

<a id="p100401"></a>Таблица 2

</div>


<a id="p100402"></a>ВЕЛИЧИНА МИНИМАЛЬНОГО ДОПУСТИМОГО ДАВЛЕНИЯ
ОПРЕССОВКИ ТРУБ НА ПОВЕРХНОСТИ


| <a id="p100404"></a>Номинальный диаметр трубы, мм | 377,0 и более | 273,0 - 351,0 | 219,1 - 244,5 | 177,8 - 193,7 | 168,3 | 139,7 - 146,0 | 114,3 - 127,0 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100408"></a>Минимальное давление опрессовки, МПа | 6,0 | 7,0 | 8,0 | 8,5 | 10,0 | 10,0 | 13,0 |


<div align="center">

<a id="p100413"></a>2.3.2.4. Трубы, через которые шаблон не проходит или не выдержавшие гидравлических испытаний, необходимо отбраковывать - на их поверхности устойчивой светлой краской сделать надпись "Брак" и, произведя их опись, уложить на отдельный стеллаж в стороне от буровой так, чтобы исключить возможность ошибочного их спуска в скважину.<br>
<a id="p100414"></a>2.3.2.5. Сведения о каждой подготовленной трубе заносятся в ведомость, которая служит паспортом и удостоверяет, что трубы прошли соответствующий контроль и допускаются к спуску в скважину.<br>
<a id="p100415"></a>2.3.2.6. Перевозка обсадных труб должна производиться на специально оборудованных транспортных средствах. Запрещается сбрасывание труб и перетаскивание их волоком. Погрузку, разгрузку и транспортирование обсадных труб следует производить с установленными на резьбах предохранительными кольцами и ниппелями. При этом целесообразно применять специальные прокладки, исключающие удары труб друг о друга.<br>
<a id="p100416"></a>2.3.2.7. Подготовленные обсадные трубы необходимо уложить штабелями в порядке очередности их спуска в скважину согласно программе работ. Резервные трубы, доставленные на буровую из расчета 50 м на каждые 1000 м подготовленных к спуску обсадных труб, размещаются отдельно. При укладке труб на мостки между рядами необходимо устанавливать прокладки.<br>
<a id="p100417"></a>2.3.2.8. При подготовке обсадных труб к свинчиванию непосредственно перед спуском в скважину следует ослабить крепление предохранительных колец, снять ниппели, очистить, осмотреть и обезжирить резьбы. Не допускается применение металлических щеток и иных металлических приспособлений для чистки резьб.

<a id="p100418"></a>Таблица 3

<a id="p100419"></a>ВНУТРЕННИЕ ДАВЛЕНИЯ, ПРИ КОТОРЫХ<br>
НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕЛЕ ТРУБЫ ДОСТИГАЮТ ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ<br>
(ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, ИЗГОТОВЛЯЕМЫХ ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

</div>



<table>
<colgroup><col width="14%"><col width="12%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100421"></a>Наружный диаметр трубы, мм</td><td rowspan="2">Толщина стенки трубы, мм</td><td colspan="7">Внутреннее давление, МПа, для труб из стали различных групп прочности</td></tr>
<tr><td><a id="p100424"></a>Н-40</td><td><a id="p100425"></a>Н-55 и К-55</td><td>С-75</td><td>N-80</td><td>С-95</td><td>Р-110</td><td>Р-150 <a href="#p100524">&lt;*&gt;</a></td></tr>
<tr><td><a id="p100428"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td><td>9</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p100430"></a>114,3</td><td>5,21</td><td>22,8</td><td>31,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100431"></a>5,69</td><td>-</td><td>34,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100432"></a>6,35</td><td>-</td><td>38,3</td><td>52,2</td><td>55,8</td><td>66,3</td><td>76,6</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100433"></a>7,37</td><td>-</td><td>-</td><td>60,7</td><td>64,6</td><td>76,8</td><td>88,9</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100434"></a>8,56</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>103,4</td><td>140,9</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100436"></a>127,0</td><td>4,59</td><td>-</td><td>30,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100437"></a>6,43</td><td>-</td><td>36,9</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100438"></a>7,52</td><td>-</td><td>40,9</td><td>55,7</td><td>59,4</td><td>70,5</td><td>81,7</td><td>111,3</td></tr>
<tr><td><a id="p100439"></a>9,19</td><td>-</td><td>-</td><td>68,1</td><td>72,7</td><td>86,2</td><td>99,9</td><td>136,2</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p100441"></a>139,7</td><td>6,20</td><td>22,2</td><td>30,6</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100442"></a>6,98</td><td>-</td><td>34,5</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100443"></a>7,72</td><td>-</td><td>38,1</td><td>52,0</td><td>55,5</td><td>65,9</td><td>76,2</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100444"></a>8,17</td><td>-</td><td>-</td><td>61,7</td><td>65,7</td><td>78,2</td><td>90,5</td><td>123,4</td></tr>
<tr><td><a id="p100445"></a>10,54</td><td>-</td><td>-</td><td>70,9</td><td>75,6</td><td>,9</td><td>104,1</td><td>142,0</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100447"></a>168,3</td><td>7,32</td><td>21,8</td><td>30,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100448"></a>8,94</td><td>-</td><td>36,6</td><td>49,9</td><td>53,3</td><td>63,3</td><td>73,3</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100449"></a>10,69</td><td>-</td><td>-</td><td>59,2</td><td>63,1</td><td>74,9</td><td>86,9</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100450"></a>12,06</td><td>-</td><td>-</td><td>67,4</td><td>72,0</td><td>85,4</td><td>99,0</td><td>-</td></tr>
<tr><td rowspan="8"><a id="p100452"></a>177,8</td><td>5,87</td><td>16,5</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100453"></a>6,91</td><td>19,5</td><td>26,8</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100454"></a>0,05</td><td>-</td><td>31,2</td><td>42,6</td><td>45,5</td><td>53,9</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100455"></a>9,19</td><td>-</td><td>35,7</td><td>48,6</td><td>51,8</td><td>61,7</td><td>71,3</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100456"></a>10,36</td><td>-</td><td>-</td><td>54,8</td><td>58,5</td><td>69,4</td><td>80,4</td><td>109,7</td></tr>
<tr><td><a id="p100457"></a>11,51</td><td>-</td><td>-</td><td>60,9</td><td>64,9</td><td>77,1</td><td>89,3</td><td>121,7</td></tr>
<tr><td><a id="p100458"></a>12,65</td><td>-</td><td>-</td><td>67,0</td><td>71,4</td><td>84,8</td><td>98,2</td><td>133,8</td></tr>
<tr><td><a id="p100459"></a>13,72</td><td>-</td><td>-</td><td>72,6</td><td>77,4</td><td>91,8</td><td>106,4</td><td>145,2</td></tr>
<tr><td rowspan="6"><a id="p100461"></a>193,7</td><td>7,62</td><td>19,7</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100462"></a>8,33</td><td>-</td><td>29,7</td><td>40,5</td><td>43,1</td><td>51,3</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100463"></a>9,52</td><td>-</td><td>-</td><td>46,2</td><td>49,2</td><td>58,6</td><td>67,9</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100464"></a>10,92</td><td>-</td><td>-</td><td>53,0</td><td>56,6</td><td>67,2</td><td>77,8</td><td>106,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100465"></a>12,70</td><td>-</td><td>-</td><td>61,7</td><td>65,7</td><td>78,1</td><td>90,4</td><td>123,3</td></tr>
<tr><td><a id="p100466"></a>15,11</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>146,8</td></tr>
<tr><td rowspan="7"><a id="p100468"></a>219,1</td><td>6,71</td><td>-</td><td>21,1</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100469"></a>7,72</td><td>17,7</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100470"></a>8,94</td><td>20,5</td><td>28,1</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100471"></a>10,16</td><td>-</td><td>31,9</td><td>43,6</td><td>46,5</td><td>55,2</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100472"></a>11,43</td><td>-</td><td>-</td><td>49,1</td><td>52,3</td><td>62,2</td><td>72,0</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100473"></a>12,70</td><td>-</td><td>-</td><td>54,5</td><td>58,2</td><td>69,1</td><td>74,8</td><td>109,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100474"></a>14,15</td><td>-</td><td>-</td><td>60,8</td><td>64,8</td><td>77,0</td><td>89,1</td><td>121,5</td></tr>
<tr><td rowspan="9"><a id="p100476"></a>244,5</td><td>7,92</td><td>18,3</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100477"></a>8,94</td><td>18,3</td><td>25,2</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100478"></a>10,08</td><td>-</td><td>28,3</td><td>37,7</td><td>41,2</td><td>48,8</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100479"></a>11,05</td><td>-</td><td>-</td><td>42,5</td><td>45,4</td><td>53,8</td><td>62,4</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100480"></a>11,99</td><td>-</td><td>-</td><td>46,2</td><td>49,2</td><td>58,4</td><td>67,7</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100481"></a>13,84</td><td>-</td><td>-</td><td>53,2</td><td>56,8</td><td>67,5</td><td>78,1</td><td>106,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100482"></a>15,11 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>116,3</td></tr>
<tr><td><a id="p100483"></a>15,88 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>122,1</td></tr>
<tr><td><a id="p100484"></a>19,05 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>129,5</td></tr>
<tr><td rowspan="10"><a id="p100486"></a>273,0</td><td>7,08</td><td>13,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100487"></a>8,89</td><td>16,3</td><td>22,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100488"></a>10,16</td><td>-</td><td>25,7</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100489"></a>11,43</td><td>-</td><td>28,8</td><td>39,3</td><td>42,0</td><td>49,8</td><td>57,8</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100490"></a>12,57</td><td>-</td><td>-</td><td>43,3</td><td>46,2</td><td>54,8</td><td>63,5</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100491"></a>13,84</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>69,9</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100492"></a>15,11</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>76,4</td><td>104,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100493"></a>16,51 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>113,8</td></tr>
<tr><td><a id="p100494"></a>17,78 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>122,4</td></tr>
<tr><td><a id="p100495"></a>19,05 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>131,2</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100497"></a>298,4</td><td>8,46</td><td>14,2</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100498"></a>8,52</td><td>-</td><td>22,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100499"></a>11,05</td><td>-</td><td>25,5</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100500"></a>12,42</td><td>-</td><td>28,7</td><td>39,1</td><td>41,8</td><td>49,5</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td rowspan="8"><a id="p100502"></a>339,7</td><td>8,38</td><td>12,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100503"></a>8,65</td><td>-</td><td>19,6</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100504"></a>10,92</td><td>-</td><td>22,1</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100505"></a>12,9</td><td>-</td><td>24,7</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100506"></a>13,06</td><td>-</td><td>-</td><td>36,1</td><td>38,5</td><td>45,8</td><td>53,0</td><td>72,2</td></tr>
<tr><td><a id="p100507"></a>13,97 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>38,7</td><td>41,3</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100508"></a>15,44 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>42,8</td><td>45,6</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100509"></a>18,26 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>45,0</td><td>47,9</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p100511"></a>406,4</td><td>9,52</td><td>11,7</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100512"></a>11,13</td><td>-</td><td>18,8</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100513"></a>12,57</td><td>-</td><td>21,3</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100514"></a>16,66 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>28,3</td><td>38,5</td><td>41,2</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100515"></a>18,16 <a href="#p100525">&lt;**&gt;</a></td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>44,9</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100517"></a>473,1</td><td>11,05</td><td>11,7</td><td>16,1</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100519"></a>508,0</td><td>11,13</td><td>11,0</td><td>15,1</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100520"></a>12,70</td><td>-</td><td>17,2</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100521"></a>16,13</td><td>-</td><td>21,9</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
</table>



<a id="p100523"></a>

---

<a id="p100524"></a><*> Сталь Р-150 стандартом не предусмотрена.
<a id="p100525"></a><**> Толщина стенок не по стандарту.

<a id="p100526"></a>2.3.2.9. Запрещается сварка обсадных труб или термическая их резка, а также тепловой нагрев с целью облегчения развинчивания соединений.


##### <a id="p100527"></a>2.3.3. Подготовка и применение технологической оснастки обсадных колонн


<a id="p100528"></a>2.3.3.1. Резьбовые соединения, корпус и бетонная насадка башмака колонного, подготавливаемого к спуску в скважину, подвергаются наружному и внутреннему осмотру. На поверхности бетонной насадки не допускаются:
- <a id="p100529"></a>раковины диаметром более 10 мм и глубиной более 5 мм;

<div align="center">

<a id="p100530"></a>**- местные наплывы бетона и впадины высотой и глубиной более 1 мм;**

</div>

- <a id="p100531"></a>визуально наблюдаемые трещины.
<a id="p100532"></a>2.3.3.2. Башмак колонный предварительно свинчивается на приемном мосту вручную с первой обсадной трубой с использованием уплотнительных смазок. Перед спуском в скважину башмак докрепляется машинными ключами крутящим моментом, с которым свинчиваются трубы обсадной колонны.
<a id="p100533"></a>Не допускаются удары бетонной насадки башмаков в процессе перевозки, укладки и спуска в скважину.

###### <a id="p100534"></a>2.3.3.3 Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД и ЦКОДМ подготавливаются к работе в следующей последовательности:

- <a id="p100535"></a>необходимо перевести ЦКОДМ из транспортного положения в рабочее, для чего вывернуть дроссельный узел или ограничитель;
- <a id="p100536"></a>вынуть шар и детали дроссельного узла;
- <a id="p100537"></a>убедиться в целостности деталей клапана;
- <a id="p100538"></a>собрать дроссельный узел;
- <a id="p100539"></a>проверить работу дроссельного узла;
- <a id="p100540"></a>очистить дроссельные отверстия от смазки.
<a id="p100541"></a>Дроссель должен свободно вращаться и передвигаться до соприкосновения упора с пятой.
<a id="p100542"></a>2.3.3.4. При отсутствии документа завода-изготовителя о гидравлическом испытании клапана, а также по истечении гарантийного срока хранения (два года) необходимо провести гидроиспытания с выдержкой 30 секунд с давлением, в полтора раза превышающим давление, ожидаемое при креплении скважины. При этом давление испытания не должно превышать полуторакратного рабочего давления. После испытания клапан необходимо разобрать, привести разрезные шайбы в рабочее состояние (выгнуть) и собрать его.
<a id="p100543"></a>2.3.3.5. Клапан устанавливается в обсадной колонне в соответствии с проектом на строительство скважины. При этом резьбовые соединения смазываются уплотнительной смазкой и свинчиваются крутящим моментом, с которым свинчиваются обсадные трубы.
<a id="p100544"></a>2.3.3.6. Клапан совместно с колонной обсадных труб спускается, как правило, в скважину без шара. Допускается спуск клапана с шаром при ожидаемых проявлениях в скважине. В этом случае необходимо заполнять обсадную колонну буровым раствором, так как клапан будет работать как обратный, препятствуя самозаполнению колонны раствором.
<a id="p100545"></a>2.3.3.7. В случае перелива жидкости на устье скважины или обнаружения признаков проявлений в процессе спуска обсадной колонны необходимо сразу пустить шар в колонну и продавить его вовнутрь клапана.
<a id="p100546"></a>2.3.3.8. По окончании спуска обсадных труб перед промывкой колонны необходимо опустить шар (если он не был опущен раньше), навернуть цементировочную головку, продавить шар на его рабочее место при давлении 1,0 - 1,5 МПа.
<a id="p100547"></a>2.3.3.9. Если клапан оказался негерметичным и возник перелив жидкости после окончания цементировочных работ и снижения давления на устье до атмосферного, следует закачать в скважину объем продавочной жидкости, поступившей из нее. Операцию по выпуску и закачке промывочной жидкости допускается повторить. Если после этих операций герметичность клапана не восстановится, то краны на цементировочной головке следует закрыть на период ОЗЦ.
<a id="p100548"></a>2.3.3.10. Центраторы подготавливаются и устанавливаются на трубы в соответствии с их конструкцией, на обсадных трубах, подготовленных для спуска в скважину, отмечаются места установки центраторов согласно проекту на строительство скважины с уточнением по фактической кавернограмме.
<a id="p100549"></a>2.3.3.11. Турбулизаторы должны быть установлены в комплекте с центраторами обсадных колонн над и под ними, а также в подошве каверн по данным кавернограммы.

<div align="center">

<a id="p100550"></a>Устанавливаются турбулизаторы в следующей последовательности:<br>
- <a id="p100551"></a>на обсадных трубах, подготовленных к спуску в скважину, отмечаются места установки турбулизаторов;<br>
- <a id="p100552"></a>через ниппельный конец обсадной трубы последовательно надеваются и фиксируются клиньями верхний и нижний турбулизаторы.<br>
<a id="p100553"></a>Перемещение турбулизатора по обсадной трубе после крепления не допускается.<br>
<a id="p100554"></a>2.3.3.12. Скребки устанавливаются на обсадной трубе колонны, которая в процессе цементирования будет вращаться или расхаживаться. Места их установки определяются согласно проекту на строительство скважины с уточнением по каротажным данным с учетом геологического строения пластов.

</div>



#### <a id="p100555"></a>2.4. Спуск обсадных колонн


<div align="center">

<a id="p100556"></a>Разрешение на спуск обсадных труб дает главный инженер бурового предприятия или назначенное им лицо, ответственное за крепление скважины, после проверки готовности ствола скважины и технических средств к выполнению этих работ.<br>
<a id="p100557"></a>Спуск обсадных труб осуществляется в соответствии с программой проекта на строительство скважины под руководством начальника буровой (бурового мастера) и ответственного представителя бурового предприятия. Отступления от программы в части организации работ допускаются лишь по согласованию с главным инженером бурового предприятия или замещающим его должностным лицом. При отсутствии оперативной связи и экстренной необходимости решение об отступлении от программы принимает ответственный представитель бурового предприятия, но при этом решение не должно увеличивать степень риска больше допустимого.<br>
<a id="p100558"></a>В целях обеспечения бесперебойной работы технических средств на период спуска обсадных труб по усмотрению ответственного лица на буровой следует обеспечить дежурство технических специалистов (слесаря, электромонтера, моториста, электросварщика и др.).

</div>



##### <a id="p100559"></a>2.4.1. Спуск обсадных колонн в один прием


<a id="p100560"></a>2.4.1.1. Для спуска обсадных труб следует применять соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (спайдеры) и пневмоклиновые захваты.
<a id="p100561"></a>2.4.1.1.1. Элеваторы для обсадных труб должны быть всегда очищены от грязи, снега и льда.
<a id="p100562"></a>Защелка замка элеватора должна иметь фиксирующее устройство, предотвращающее самопроизвольное открывание элеватора на обсадной трубе.
<a id="p100563"></a>2.4.1.1.2. Грузоподъемность штропов должна соответствовать или быть больше грузоподъемности элеватора, на их поверхности не должно быть выбоин и трещин, а износ шеек штропов должен быть в пределах нормы.
<a id="p100564"></a>Разновысокость внутренних опорных поверхностей комплекта штропов не должна превышать 6 мм. Запрещается применение штропов из разных комплектов.

###### <a id="p100565"></a>2.4.1.1.3 Запрещается пользоваться элеваторами, если обнаружены следующие дефекты:

<div align="center">

- <a id="p100566"></a>износ опорной поверхности под муфту труб более 2 мм;<br>
- <a id="p100567"></a>прогиб нижних лап корпуса более 7 мм;<br>
- <a id="p100568"></a>выработка проушин в месте посадки штропов;<br>
- <a id="p100569"></a>трещина в корпусе, створке и защелке;<br>
- <a id="p100570"></a>люфт в шарнирных соединениях створки (дверцы);<br>
- <a id="p100571"></a>заедание в шарнире замка;<br>
- <a id="p100572"></a>деформация или слом пружины;<br>
- <a id="p100573"></a>неисправность фиксирующего устройства.<br>
<a id="p100574"></a>2.4.1.1.4. Размеры клиньев спайдера должны соответствовать размеру спускаемых обсадных труб. При поднятых клиньях муфта обсадной трубы должна свободно проходить через спайдер, при опускании клиньев последние должны надежно захватывать тело трубы.

</div>


###### <a id="p100575"></a>2.4.1.1.5 Спайдер должен устанавливаться на подроторные балки.

<div align="center">

<a id="p100576"></a>2.4.1.2. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах.<br>
<a id="p100577"></a>При затаскивании труб через каждую из них необходимо пропускать жесткий шаблон, размеры которого приведены в [таблице 1](#p100387). Операцию шаблонирования труб следует закрепить за ответственным лицом из числа помощников бурильщика.<br>
<a id="p100578"></a>Данные по каждой трубе должны быть в порядке спуска занесены в журнал, форма которого приведена в таблице 4.

<a id="p100579"></a>Таблица 4

<a id="p100580"></a>ФОРМА ЖУРНАЛА ДЛЯ РЕГИСТРАЦИИ ТРУБ<br>
В СОСТАВЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ<br>
__________________________<br>
(название колонны)

</div>



| <a id="p100582"></a><a id="p100583"></a><...><br>трубы в порядке спуска | Условный диаметр трубы, мм | Группа прочности стали | Толщина стенки трубы, мм | Длина трубы, м | Нарастающая длина колонны, м | Примечание |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100587"></a>1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |


<div align="center">

<a id="p100589"></a>2.4.1.3. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др.<br>
<a id="p100590"></a>2.4.1.4. Количество элементов технической оснастки и порядок их размещения по длине ствола определяются проектом на строительство скважины для каждой обсадной колонны (направление, кондуктор, промежуточная, эксплуатационная) с учетом конкретных геолого-технических условий строительства скважины в соответствии с рекомендациями, приведенными в инструкциях по эксплуатации упомянутых устройств и приспособлений. Расстановка центраторов должна производиться в соответствии с расчетом.<br>
<a id="p100591"></a>В процессе спуска обсадных труб в скважину необходимо в учетной ведомости зарегистрировать фактические данные о количестве и местах (глубины по стволу) установки каждого элемента оснастки.<br>
<a id="p100592"></a>2.4.1.5. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов.<br>
<a id="p100593"></a>2.4.1.6. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины.<br>
<a id="p100594"></a>2.4.1.7. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем. Примерные величины крутящих моментов приведены в таблице 5.

<a id="p100595"></a>Таблица 5

<a id="p100596"></a>МОМЕНТЫ СВИНЧИВАНИЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, КНМ

</div>



<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="19%"><col width="23%"><col width="19%"><col width="18%"><col width="10%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100598"></a>Диаметр трубы, мм</td><td colspan="2">Резьба закругленного профиля</td><td rowspan="3">ОТТМ</td><td rowspan="3">ОТТГ,<br>ТБО</td><td rowspan="3">ОГ-1м</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100601"></a>толщина стенки, мм</td></tr>
<tr><td><a id="p100603"></a>&lt; 9</td><td>&gt; 9</td></tr>
<tr><td><a id="p100605"></a>114,3</td><td>3,0 - 4,3</td><td>-</td><td>3,3 - 4,7</td><td>3,9 - 5,2</td><td>3,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100606"></a>127,0</td><td>3,3 - 5,1</td><td>6,0</td><td>3,4 - 4,8</td><td>4,0 - 5,4</td><td>3,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100607"></a>139,7</td><td>5,0 - 6,0</td><td>7,0 - 8,8</td><td>3,7 - 6,0</td><td>5,8 - 8,0</td><td>4,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100608"></a>146,1</td><td>5,0 - 6,0</td><td>7,6 - 9,6</td><td>4,3 - 6,1</td><td>6,0 - 8,2</td><td>4,0</td></tr>
<tr><td><a id="p100609"></a>168,3</td><td>6,0 - 7,9</td><td>9,1 - 12,8</td><td>4,3 - 6,6</td><td>6,9 - 10,7</td><td>4,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100610"></a>177,8</td><td>7,1 - 8,4</td><td>9,7 - 13,6</td><td>4,4 - 7,0</td><td>7,0 - 11,0</td><td>4,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100611"></a>193,7</td><td>7,4 - 9,6</td><td>11,2 - 15,7</td><td>4,9 - 8,4</td><td>7,5 - 11,5</td><td>5,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100612"></a>219,1</td><td>11,6</td><td>13,5 - 19,2</td><td>5,3 - 8,5</td><td>9,9 - 16,0</td><td>6,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100613"></a>244,5</td><td>13,1</td><td>15,2 - 21,6</td><td>5,6 - 10,2</td><td>11,4 - 21,9</td><td>7,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100614"></a>273,1</td><td>11,8 - 15,2</td><td>17,8 - 25,4</td><td>5,8 - 9,4</td><td>12,6 - 21,6</td><td>8,5</td></tr>
<tr><td><a id="p100615"></a>298,5</td><td>16,8</td><td>19,6 - 27,9</td><td>6,0 - 8,7</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100616"></a>323,9</td><td>-</td><td>21,6 - 30,8</td><td>7,5 - 9,6</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100617"></a>339,7</td><td>-</td><td>23,4 - 33,4</td><td>7,8 - 8,9</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100618"></a>351,0</td><td>-</td><td>23,4 - 33,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100619"></a>377,0</td><td>-</td><td>23,4 - 33,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100620"></a>406,4</td><td>-</td><td>30,0 - 43,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100621"></a>425,5</td><td>-</td><td>30,0 - 43,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100622"></a>508,0</td><td>-</td><td>49,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td></tr>
</table>


<a id="p100624"></a>2.4.1.8. После свинчивания и крепления соединений резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах +1 нитки резьбы.
<a id="p100625"></a>Соединения труб ОТТГ и ТБО должны быть свинчены до отказа по упорным торцам и уступам.
<a id="p100626"></a>После свинчивания труб с соединениями ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до него не более чем на 5 мм.
<a id="p100627"></a>2.4.1.9. В целях предупреждения возможности отвинчивания нижних обсадных труб кондукторов (в процессе последующего углубления скважины) рекомендуется во время спуска электросваркой обварить прерывистым швом нижние 5 - 6 свинченных и закрепленных резьбовых соединений.
<a id="p100628"></a>При спуске сварных обсадных колонн следует руководствоваться соответствующими инструкциями (справочными пособиями по креплению скважин) и указаниями по электродуговой или контактной сварке обсадных труб.
<a id="p100629"></a>Применение электросварки для "усиления" резьбовых соединений обсадных труб, свинченных с отклонением от норм и требований, запрещается.
<a id="p100630"></a>2.4.1.10. Буровой мастер, бурильщик или другое ответственное лицо должны осуществлять контроль за правильным свинчиванием и докреплением резьбовых соединений обсадных труб.
<a id="p100631"></a>2.4.1.11. В процессе спуска обсадной колонны необходимо контролировать характер заполнения ее по объему вытесняемой из скважины жидкости и изменению нагрузки на крюке.
<a id="p100632"></a>2.4.1.12. При отказе в работе обратного клапана, обеспечивающего самозаполнение колонны, или при использовании клапана другой конструкции необходимо периодически (через указанное в плане работ количество спущенных труб) производить долив бурового раствора в колонну. Эту операцию рекомендуется осуществлять с помощью специальной головки, обеспечивающей выход вытесняемого из колонны воздуха. Уровень жидкости после заполнения колонны должен находиться на устье и контролироваться визуально.
<a id="p100633"></a>2.4.1.13. Допустимая высота незаполнения (опорожнения) обсадных колонн в процессе их спуска (h, м) при четырехкратном запасе прочности определяется по формуле:

<a id="p100634"></a> $h = \frac{P}{4 \times 10^{- 6}\rho g} ,$ 

<a id="p100638"></a>где:
<a id="p100639"></a>P - меньшая из двух величин - давления смятия обсадных труб или давления опрессовки обратного клапана, МП;
<a id="p100640"></a>g - ускорение свободного падения, м/кв. сек.;
<a id="p100641"></a> $\rho$ - плотность бурового раствора в скважине, кг/куб. м.
<a id="p100642"></a>2.4.1.14. В процессе спуска обсадных колонн необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола, периодичность которых определяется проектом на строительство скважины для каждой конкретной колонны (направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная) с учетом опыта крепления на данной площади.
<a id="p100643"></a>В случае возникновения признаков осложнений (посадки, затяжки, разгазирования бурового раствора и т.п.), а также после спуска обсадных труб до забоя скважины следует промыть колонну и ствол скважины при максимальной производительности буровых насосов, не допуская возможности гидроразрыва пород, в течение времени, необходимого для полной очистки бурового раствора от шлама и приведения его параметров в соответствие с проектом на строительство скважины. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек.
<a id="p100644"></a>2.4.1.15. Восстановление циркуляции и последующую промывку скважины следует начинать при заполненной до устья буровым раствором обсадной колонне и минимальной подаче насосов с постепенным увеличением ее до необходимой величины, предусмотренной проектом на строительство скважины.
<a id="p100645"></a>2.4.1.16. В случае возникновения признаков поглощения и снижения уровня жидкости в затрубном пространстве следует принять меры по заполнению его буровым раствором и восстановить циркуляцию или принять другое решение в зависимости от конкретных геолого-технических условий, оставаясь в пределах, разрешенных проектом на строительство скважины.
<a id="p100646"></a>2.4.1.17. В целях предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее буровым раствором, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонну необходимо периодически расхаживать. В промежутках между расхаживаниями колонну следует держать в подвешенном состоянии.
<a id="p100647"></a>2.4.1.18. Во избежание гидроразрыва горных пород и поглощений бурового раствора, а в некоторых случаях - смятия обсадных труб скорость спуска обсадных труб с обратным клапаном должна быть равномерной и регламентирована в соответствии с расчетами, приведенными в проекте на строительство скважины.
<a id="p100648"></a>2.4.1.19. Если при спуске обсадных труб имеют место посадки и затяжки, которые не представляется возможным ликвидировать посредством промывок и расхаживания, то трубы необходимо поднять и ствол скважины подготовить заново в соответствии с рекомендациями настоящей Инструкции.
<a id="p100649"></a>Допустимые посадки и затяжки при спуске обсадных труб должны быть регламентированы местными нормами и указаны в плане работ на спуск, исходя из условий и опыта крепления скважин в данном районе буровых работ.
<a id="p100650"></a>2.4.1.20. С целью предупреждения возможности преждевременного износа (вследствие истирания бурильными трубами) устьевого участка ранее спущенной колонны в скважинах со сложной конструкцией и продолжительными сроками бурения предусматривается проектом на устье устанавливать вместо обычных обсадных труб одну или две специальные толстостенные трубы соответствующего диаметра.
<a id="p100651"></a>2.4.1.21. Допуск обсадных колонн до забоя, которые предусматривается оборудовать колонными головками, противовыбросовыми устройствами или фонтанной арматурой, следует осуществлять без подгоночных патрубков.
<a id="p100652"></a>2.4.1.22. Последние (верхние) одну или две трубы рекомендуется спускать в скважину с минимальной скоростью и одновременной промывкой. При этом запрещается производить частичную или полную разгрузку обсадной колонны на забой скважины.
<a id="p100653"></a>2.4.1.23. По окончании спуска обсадных труб колонна должна быть подвешена на талевой системе для обеспечения возможности ее расхаживания в процессе цементировочных работ или периодического перемещения ее вниз в случае увеличения растягивающих усилий на крюке в период цементирования.


##### <a id="p100654"></a>2.4.2. Спуск обсадных колонн, хвостовиков и секций колонн


<a id="p100655"></a>В случае обоснованной проектом на строительство скважины необходимости спуска колонн секциями и/или хвостовиками должно быть выполнено нижеследующее.
<a id="p100656"></a>2.4.2.1. При креплении скважины обсадными колоннами, которые спускаются секциями или хвостовиками, следует в полном объеме выполнять перечень организационно-технических мероприятий, осуществляемых в процессе подготовительных работ перед спуском обсадных труб в один прием, согласно указаниям [раздела 2.4.1](#p100559) настоящей Инструкции.
<a id="p100657"></a>2.4.2.2. Общая длина хвостовика или секции обсадной колонны в проекте на строительство скважины выбирается из условия, чтобы "головка" нижней секции (хвостовика) располагалась выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 10 м.

###### <a id="p100658"></a>2.4.2.3 Бурильные трубы, предназначенные для спуска секций или хвостовика, необходимо:

- <a id="p100659"></a>проверить наружным осмотром;
- <a id="p100660"></a>прошаблонировать по минимальному внутреннему диаметру (размеры шаблонов указаны в таблице 6);
- <a id="p100661"></a>измерить длину с помощью стальной рулетки;
- <a id="p100662"></a>пронумеровать в порядке очередности их использования.

<a id="p100663"></a>Таблица 6

<a id="p100664"></a>РАЗМЕРЫ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ШАБЛОНА ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ


<table>
<colgroup><col width="39%"><col width="31%"><col width="31%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100666"></a>Диаметры бурильных труб, мм</td><td colspan="2">Размеры шаблона, мм</td></tr>
<tr><td><a id="p100668"></a>диаметр</td><td>длина</td></tr>
<tr><td><a id="p100670"></a>114</td><td>60</td><td>120</td></tr>
<tr><td><a id="p100671"></a>127</td><td>70</td><td>140</td></tr>
<tr><td><a id="p100672"></a>140</td><td>80</td><td>160</td></tr>
</table>


<a id="p100674"></a>2.4.2.4. Необходимо произвести опрессовку труб, дефектоскопию и проверочный расчет бурильной колонны на прочность в соответствии с указаниями проекта на строительство скважины, исходя из максимальных давлений и растягивающих нагрузок, которые ожидаются при спуске и цементировании хвостовика или секций. Давление опрессовки бурильных труб должно на 20% превышать величину максимального ожидаемого давления при цементировании секций.
<a id="p100675"></a>2.4.2.5. В процессе выполнения работ по подготовке ствола скважины к спуску секций (хвостовика) следует зафиксировать по индикатору веса нагрузку на крюке, создаваемую той частью бурильной колонны, которую планируется использовать при креплении скважины.
<a id="p100676"></a>2.4.2.6. Для крепления скважины секциями или хвостовиками рекомендуется использовать специальные устройства для спуска, цементирования, стыковки секций.
<a id="p100677"></a>2.4.2.7. Для спуска хвостовиков, перекрывающих пласты с АВПД, необходимо использовать устройства типа "подвеска - пакер".


#### <a id="p100678"></a>2.5. Цементирование обсадных колонн



##### <a id="p100679"></a>2.5.1. Цементировочное оборудование и подготовка его к работе


<a id="p100680"></a>2.5.1.1. Потребное количество цементировочного оборудования для выполнения одной конкретной операции по цементированию обсадной колонны (для направления, кондуктора, промежуточной, эксплуатационной) определено в проекте на строительство скважины с учетом его технических характеристик и условий применения.
<a id="p100681"></a>2.5.1.2. На выделение цементировочного оборудования для производства работ по цементированию колонн, включая приготовление и доставку на буровую тампонажных материалов, буровая организация подает заявки тампонажной службе (управлению, конторе, цеху).
<a id="p100682"></a>Буровое предприятие обязано уточнить время готовности скважины к цементированию не позже чем за одни сутки до начала работ.
<a id="p100683"></a>2.5.1.3. После получения заявки тампонажная служба осуществляет соответствующую подготовку цементировочного оборудования к работе, составляет рецептуры тампонажных растворов и, после согласования ее с буровой организацией, готовит тампонажные материалы и доставляет их на буровые.

###### <a id="p100684"></a>2.5.1.4 Перед выполнением тампонажных работ проводится <...>

<a id="p100685"></a><...> подготовка насосных установок перед выполнением ответственных операций должна включать:
- <a id="p100686"></a>опрессовку всех элементов нагнетательного манифольда в собранном виде на полуторакратное ожидаемое при работе давление.
<a id="p100687"></a>2.5.1.6. Перед выполнением ответственных операций необходимо осуществить настройку и тарировку приборов станции СКЦ.

###### <a id="p100688"></a>2.5.1.7 Подготовка к работе цементировочной головки должна включать:

- <a id="p100689"></a>оснащение кранами в количестве, соответствующем числу БМ-700 и насосных установок, подключаемых к головке;
- <a id="p100690"></a>проверку на исправность стопорных болтов и их уплотнений;
- <a id="p100691"></a>проверку резьб под муфту обсадной трубы и крышки;
- <a id="p100692"></a>опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.


##### <a id="p100693"></a>2.5.2. Подготовительные работы к процессу цементирования


<a id="p100694"></a>2.5.2.1. В программе проекта на строительство скважины предусматривается применение тампонажных цементов, выпускаемых промышленностью и удовлетворяющих требованиям соответствующих стандартов и техническим условиям. Тампонажный материал должен быть выбран в зависимости от геолого-технических условий бурения скважины:
- <a id="p100695"></a>градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва;
- <a id="p100696"></a>плотности бурового раствора;
- <a id="p100697"></a>статической температуры в призабойной зоне;
- <a id="p100698"></a>характеристик флюидонасыщенности пластов и агрессивности флюидов;
- <a id="p100699"></a>состава горных пород в разрезе скважин.
<a id="p100700"></a>Использование тампонажных смесей, приготовленных в промысловых условиях, допускается только с разрешения производственного объединения (территориального геологического управления).
<a id="p100701"></a>При использовании тампонажных смесей, приготовленных в процессе загрузки цементосмесительных машин, рекомендуется двух - или трехкратное перетаривание сухой смеси из одного бункера в другой. Перемешиванию подлежат тампонажные материалы, срок хранения которых в цементосмесительных машинах перед началом цементирования превышает трое суток.
<a id="p100702"></a>2.5.2.2. При залегании в цементируемом интервале скважины соленосных отложений следует пользоваться общей методикой выбора тампонажных цементов, но при этом затворять их необходимо насыщенным соответствующей солью водным раствором.
<a id="p100703"></a>2.5.2.3. Выбранный тампонажный материал должен обеспечивать возможность приготовления из него тампонажного раствора, плотность которого выше плотности бурового раствора на 200 - 300 кг/куб. м. При этом необходимо, чтобы давление столба тампонажного раствора (или составного столба из бурового, тампонажного растворов и буферной жидкости) не было выше 85 - 90% величины давления поглощения.
<a id="p100704"></a>2.5.2.4. До цементирования скважины необходимо произвести отбор проб и анализ тампонажного цемента на соответствие его техническим требованиям стандарта.
<a id="p100705"></a>В лабораторию вместе с пробами цемента следует доставить пробы бурового раствора, технической воды для затворения цемента и химреагентов для подбора рецептуры тампонажного раствора. По результатам испытаний проб тампонажного материала составляется акт.
<a id="p100706"></a>2.5.2.5. Запрещается производить цементирование обсадной колонны при отсутствии у исполнителей работ результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и подбора рецептуры раствора.
<a id="p100707"></a>2.5.2.6. При подборе рецептуры тампонажного раствора необходимо обеспечить требуемые величины параметров: растекаемости, плотности, водоотделения, времени загустевания, сроков схватывания и прочности тампонажного камня.
<a id="p100708"></a>2.5.2.7. Время загустевания раствора при подборе рецептуры определяется при забойной температуре и ожидаемом гидродинамическом давлении. При подборе рецептуры для цементирования конкретной скважины необходимо принимать время загустевания, равное расчетному времени цементирования, взятому с запасом не менее 20 и не более 45 минут.
<a id="p100709"></a>2.5.2.8. Необходимо проверить время загустевания зон смешения бурового раствора с буферной жидкостью и буферной жидкости с тампонажным раствором.

<div align="center">

<a id="p100710"></a>В отдельных случаях по соответствующим методикам определяются начальный градиент фильтрации и реологические параметры тампонажного раствора.<br>
<a id="p100711"></a>2.5.2.9. Растекаемость тампонажного раствора по форме - конусу должна быть не менее 18 и не более 22 см. Она регулируется изменением водоцементного отношения, а также вводом реагентов-пластификаторов.<br>
<a id="p100712"></a>2.5.2.10. Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны определяется по данным геофизических исследований и промыслового опыта крепления скважин на конкретной площади.<br>
<a id="p100713"></a>2.5.2.11. За сутки до цементирования скважины следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.<br>
<a id="p100714"></a>2.5.2.12. Для размещения цементировочного и другого оборудования, предназначенного для цементирования, буровая организация готовит площадку у мостков буровой. Место для площадки выбирают в стороне от токонесущих проводов. Площадка должна быть спланирована без заметного уклона.<br>
<a id="p100715"></a>Если расчетный объем жидкости затворения превышает общую вместимость мерных баков насосных установок, тампонажная служба извещает буровую организацию о необходимости установить специальную емкость соответствующего объема.<br>
<a id="p100716"></a>Циркуляционная система буровой установки должна позволять удобное подключение цементировочного оборудования для набора продавочной жидкости.<br>
<a id="p100717"></a>2.5.2.13. Размещение и обвязка цементировочной техники у буровой осуществляются в соответствии со схемой, определенной проектом на строительство скважины.<br>
<a id="p100718"></a>2.5.2.14. После сборки нагнетательных трубопроводов необходимо произвести их опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.

</div>



##### <a id="p100719"></a>2.5.3. Процесс цементирования


<div align="center">

<a id="p100720"></a>2.5.3.1. Руководство всеми работами по цементированию обсадной колонны осуществляет ответственное лицо - инженер, назначаемый руководством бурового предприятия.<br>
<a id="p100721"></a>2.5.3.2. Время начала цементирования обсадной колонны фиксируется ответственным лицом в буровом журнале после надлежащей проверки готовности бурового и цементировочного оборудования к проведению этой операции.<br>
<a id="p100722"></a>2.5.3.3. Присутствие в зоне проведения работ лиц, не связанных непосредственно с работами по цементированию, не допускается.<br>
<a id="p100723"></a>2.5.3.4. По окончании спуска колонны скважину следует промыть до выравнивания параметров промывочного раствора на входе и выходе скважины. Производительность насосов при этом должна быть не менее чем при бурении нижнего интервала ствола скважины.

</div>


###### <a id="p100724"></a>2.5.3.5 Для обеспечения чистоты цементного раствора в скважине рекомендуется:

<div align="center">

- <a id="p100725"></a>закачивать буферную жидкость перед началом закачки цементного раствора, объем которой рассчитывается из условия недопущения нефтегазоводопроявления при давлении на пласт столбов буферной и промывочной жидкости;<br>
- <a id="p100726"></a>расхаживать колонну с начала до окончания цементирования, за исключением колонн глубоких скважин, рассчитанных с минимальным запасом прочности на страгивание;<br>
- <a id="p100727"></a>обеспечивать разность удельных весов цементного раствора и промывочной жидкости не менее 0,20 г/куб. см;<br>
- <a id="p100728"></a>понижать статистическое напряжение сдвига промывочной жидкости перед закачкой цементного раствора до минимально возможных величин.

</div>

<a id="p100729"></a>2.5.3.6. Применять следует тот тип буферной жидкости, который указан в проекте на строительство скважины. При этом необходимо соблюдать технологию использования каждого типа буферной жидкости.
<a id="p100730"></a>2.5.3.7. Скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве должна быть не менее 1,5 м/сек. для кондукторов и промежуточных колонн и не менее 1,8 - 2,0 м/сек. для эксплуатационных колонн, если возникающие гидродинамические давления не вызывают опасности поглощения промывочной жидкости вследствие гидроразрыва пластов. При цементировании обсадных колонн в сложных геологических условиях скорость восходящего потока цементного раствора не должна быть ниже, чем скорость подъема промывочного раствора во время последней промывки.
<a id="p100731"></a>2.5.3.8. При цементировании обсадных колонн обязательно применение верхней разделительной пробки с самоуплотняющимися манжетами.
<a id="p100732"></a>2.5.3.9. Если в процессе цементирования будет обнаруживаться загазирование промывочного раствора, выходящего из скважины, то цементирование необходимо продолжить при закрытом превенторе с регулированием противодавления в затрубном пространстве.
<a id="p100733"></a>2.5.3.10. Во время затворения тампонажных смесей необходимо контролировать плотность приготавливаемых суспензий отдельно по каждой смесительной машине не реже чем через каждые 3 мин. Колебание плотности раствора не должно быть более 0,03 г/куб. см от заданного значения.
<a id="p100734"></a>2.5.3.11. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применявшегося при вскрытии этих горизонтов.
<a id="p100735"></a>2.5.3.12. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.
<a id="p100736"></a>*2.5.3.13. При цементировании продуктивных пластов вид тампонирующего материала, его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ должны быть выбраны исходя из условия максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и создания минимальной репрессии давлений на них.*
<a id="p100737"></a>*2.5.3.14. При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах, особенно с высокой температурой, необходимо подбирать специальные тампонирующие материалы, обеспечивающие сохранение высокого качества цементного камня в течение длительного времени, а также обеспечивать проведение работ в максимально сжатые сроки. Время на процесс цементирования не должно превышать 75% от времени загустевания тампонажного раствора.*
<a id="p100738"></a>*2.5.3.15. По окончании закачивания тампонажного раствора в кратчайший срок (не более 1 мин.) освобождается разделительная пробка, закачивается 2 - 3 куб. м воды, обработанной ПАВ, в счет продавочной жидкости и осуществляется продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Режим продавливания тампонажного раствора должен быть рассчитан заранее в соответствии с рекомендациями проекта на строительство скважины.*
<a id="p100739"></a>*Последний 1 куб. м продавочной жидкости до получения момента "стоп" закачивается одним - двумя цементировочными агрегатами при минимальной производительности насосов.*
<a id="p100740"></a>*2.5.3.16. В процессе цементирования нельзя допускать остановок и необходимо непрерывно следить за характером циркуляции.*
<a id="p100741"></a>*2.5.3.17. Давление в процессе цементирования не должно превышать 80% давления опрессовки обсадных труб.*
<a id="p100742"></a>*2.5.3.18. Весь процесс цементирования рекомендуется контролировать с помощью станции контроля цементирования.*


##### <a id="p100743"></a>2.5.4. Заключительные работы после цементирования


<a id="p100744"></a>*2.5.4.1. После окончания продавливания тампонажного раствора избыточное давление в цементировочной головке следует снизить до атмосферного. В период ОЗЦ один из кранов цементировочной головки должен оставаться открытым.*
<a id="p100745"></a>*2.5.4.2. В случае негерметичности обратного клапана необходимо принять меры к восстановлению его герметичности (см. пункт [2.3.3.10](#p100548)). Если восстановить герметичность не удастся, то следует вновь закачать в обсадную колонну излившуюся продавочную жидкость, создав избыточное давление, превышающее гидростатическое на цементировочной головке.*
<a id="p100746"></a>*Во время ОЗЦ следует контролировать и периодически снижать давление на цементировочной головке, не допуская его роста более чем на 1,5 МПа, с записью в буровом журнале процесса роста и снижения давления и объема излившейся из обсадной колонны жидкости. После прекращения роста давления необходимо снизить избыточное давление в цементировочной головке до атмосферного.*
<a id="p100747"></a>*2.5.4.3. В случае самопроизвольного роста нагрузки на крюке в период ОЗЦ более чем на 3 - 5 тс следует снижать ее до исходной величины с записью о проделанной операции в буровом журнале.*
<a id="p100748"></a>*2.5.4.4. По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД или газовые горизонты, на период ОЗЦ рекомендуется герметизировать затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины.*
<a id="p100749"></a>*На месторождениях, где наблюдается тенденция к газоводонефтепроявлениям в период ОЗЦ, после герметизации затрубного пространства скважины необходимо создать в нем избыточное давление, не допуская гидроразрыва пластов или нарушения обсадных труб.*
<a id="p100750"></a>*2.5.4.5. До окончания установленного срока ОЗЦ и монтажа на устье скважины противовыбросового оборудования (или колонной головки) запрещается производство работ, связанных с разбуриванием в обсадных колоннах цементных стаканов и элементов технологической оснастки.*
<a id="p100751"></a>*2.5.4.6. Продолжительность времени ОЗЦ должна устанавливаться согласно рабочему проекту на строительство скважины и результатам лабораторных испытаний тампонажных растворов.*
<a id="p100752"></a>*2.5.4.7. Оборудование устья скважины должно осуществляться в зависимости от планируемых способов цементирования, подвески и назначения спускаемых колонн и производиться как на стадии подготовительных, так и заключительных работ после цементирования обсадных колонн.*
<a id="p100753"></a>*2.5.4.8. При планировании процесса цементирования кондуктора и промежуточных колонн большого диаметра через бурильные трубы следует после спуска колонны на заданную глубину смонтировать на ее приустьевой части превенторную установку или устройство для герметизации кольцевого пространства между обсадными и бурильными трубами.*
<a id="p100754"></a>*2.5.4.9. При оборудовании устьевой части зацементированного кондуктора необходимо обеспечить выполнение следующих требований:*
<a id="p100755"></a>*- верхнюю обсадную трубу, выходящую на дневную поверхность, отрезать так, чтобы она выступала не менее 0,3 м над поверхностью земли для возможности установки специальных приспособлений по принудительной герметизации устья в случае открытого фонтанирования при углублении скважины или для монтажа опорного фланца либо опорного пьедестала для подвески последующих обсадных колонн, а также для монтажа противовыбросового оборудования;*
<a id="p100756"></a>*- фактическую схему оборудования устья и его обвязки, являющуюся официальным документом в деле скважины, составлять с указанием размеров смонтированных элементов и крепежных деталей, а также расстояний от поверхности земли или шахты до пола буровой площадки.*
<a id="p100757"></a>*2.5.4.10. Все обсадные колонны, выходящие на поверхность, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать между собой системой колонных головок с образованием единой крепи.*
<a id="p100758"></a>*2.5.4.11. Запрещается производить временную или постоянную разгрузку на цементный камень обсадных колонн, зацементированных не до устья скважины.*
<a id="p100759"></a>*2.5.4.12. Подвеска обсадных колонн в колонной головке должна производиться с расчетной натяжкой незацементированной части колонны в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин".*
<a id="p100760"></a>*2.5.4.13. Используемые резиновые уплотнительные элементы колонной головки должны быть выполнены из нефтетермостойкой резины с соответствующим сроком годности.*
<a id="p100761"></a>*2.5.4.14. В процессе оборудования устья и по завершении этих работ межтрубное пространство должно быть целиком заполнено буровым раствором или водой для предотвращения образования пожаровзрывоопасной газовоздушной смеси.*
<a id="p100762"></a>*2.5.4.15. Один из боковых отводов корпуса колонной головки должен быть снабжен краном и выведенным наружу манометром для контроля давления в межтрубном пространстве, а второй отвод - коренной задвижкой высокого давления для возможности отбора проб или закачки жидкости в межтрубное пространство при необходимости. Установка временных или постоянных заглушек на отводах не допускается.*
<a id="p100763"></a>*2.5.4.16. При оборудовании устья запрещается газорезка верхней части обсадных колонн, приварка муфты и боковых отводов. Все отводы и элементы обвязки устья должны быть закреплены на резьбе, а срезка производиться механическим устройством.*
<a id="p100764"></a>*2.5.4.17. Дополнительная герметизация устьевой части межтрубного пространства заполнением его тампонажным раствором не допускается.*
<a id="p100765"></a>*2.5.4.18. Оборудование устья скважины противовыбросовыми установками должно осуществляться в соответствии с проектом на строительство скважины (оборудование противовыбросовое).*
<a id="p100766"></a>*2.5.4.19. Смонтированное устьевое оборудование вместе с обсадной колонной должно быть испытано на герметичность избыточным давлением в соответствии с проектом на строительство скважины.*
<a id="p100767"></a>*2.5.4.20. При демонтаже устьевого противовыбросового оборудования необходимо исключить повреждение несущего колонного фланца и попадание посторонних предметов в скважину.*
<a id="p100768"></a>*2.5.4.21. По окончании цементирования эксплуатационной колонны ее верхняя часть, в зависимости от назначения скважины и способов опробования вскрытых продуктивных отложений или их эксплуатации, должна быть оборудована фонтанной арматурой или другим видом устройств с последующим испытанием герметичности устьевого оборудования и соединения его с колонной.*


#### <a id="p100769"></a>2.6. Оценка качества цементирования скважины


<a id="p100770"></a>*Оценка качества цементирования обсадных колонн производится с помощью комплекса геофизических исследований (акустический метод, метод рассеянного гамма-излучения, термометрия), а также проверкой герметичности обсадной колонны, предусмотренных проектом на строительство скважины.*


##### <a id="p100771"></a>2.6.1. Применение комплекса геофизических исследований


<a id="p100772"></a>*2.6.1.1. Для определения качества цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин следует применять акустический метод (аппаратура типа АКЦ-4, УЗБА-21, АК1-841, акустическая часть АК-1, входящая в комплекс ЦМГА-2, МАК-2, АКЦ-НВ).*
<a id="p100773"></a>*2.6.1.2. Для оценки качества цементирования обсадной колонны в сложных геолого-технических условиях (интервалы со значительной кавернозностью, большие диаметры колонн, высокие забойные температуры, применение облегченных и малопрочных тампонажных смесей, наличие АВПД и АНПД) в наклонных и горизонтальных скважинах, многоколонных конструкциях скважин рекомендуется наравне с аналоговыми параметрами регистрировать фазокорреляционные диаграммы (аппаратура типа ИФКД, БФКА, "Луч", "Волна", "Штиль" и т.д.).*
<a id="p100774"></a>*2.6.1.3. Оценку качества цементирования интервалов скважин, обсаженных двумя и более колоннами, целесообразно проводить с использованием модификаций аппаратуры акустического контроля цементирования с низкочастотным излучением, которые содержат трехэлементные зонды (аппаратура типа ЦМГА-2, СПАК-2, УЗБА-21, МАК-2, АК1-841 и др.).*
<a id="p100775"></a>*2.6.1.4. Определение высоты подъема облегченных, аэрированных и малопрочных тампонажных смесей целесообразно проводить с помощью способа определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн или методом радиоактивного каротажа, активировав в процессе цементирования первую порцию тампонажного раствора радоновым индикатором.*
<a id="p100776"></a>*2.6.1.5. Оптимальное время начала измерений акустическим методом определяется экспериментально для каждого конкретного региона в зависимости от теплового режима скважины, физико-химических свойств цементного раствора и его начальной температуры, но не ранее 20 - 24 час.*
<a id="p100777"></a>*2.6.1.6. При проведении исследований в эксплуатационной колонне рекомендуется заменять глинистый раствор на воду (на глубину 100 - 150 м от устья) перед проведением АКЦ.*
<a id="p100778"></a>*2.6.1.7. Нельзя применять акустический метод в обсадных трубах, заполненных газированными жидкостями, на ранней стадии формирования цементного камня.*
<a id="p100779"></a>*2.6.1.8. В комплексе с акустическим методом рекомендуется применять метод рассеянного гамма-излучения (ГГК) для уточнения высоты подъема тампонажной смеси за колонной, выделения незацементированных интервалов, с односторонней заливкой и наличием каналов в цементном камне, а также для определения эксцентриситета колонны в скважине и измерения плотности цементного камня. ГГК можно применять в любое время после окончания цементирования. Совместное использование методов АК и ГГК позволяет выявить практически все основные дефекты цементного кольца, обусловленные как уменьшением плотности цементного кольца, так и неплотным контактом его с обсадной колонной и стенками скважины.*
<a id="p100780"></a>*2.6.1.9. Для уверенного контроля качества цементирования методом ГГК минимальная разность плотностей цементного камня и бурового раствора должна быть больше 0,3 г/куб. см при измерениях в скважинах диаметром 295 мм, обсаженных колоннами 146 - 168 мм, и больше 0,4 г/куб. см при измерениях в скважинах диаметром 193 - 214 мм, обсаженных, соответственно, колоннами 146 и 168 мм. При меньшей разнице плотностей цементного камня и бурового раствора применять метод ГГК нецелесообразно.*
<a id="p100781"></a>*2.6.1.10. Для оценки качества цементирования технических колонн и кондукторов рекомендуется использовать цементомеры ЦМ (8 - 10), ЦМ (10 - 16); для оценки качества цементирования эксплуатационных обсадных колонн, количественных определений плотности вещества в затрубном пространстве - дефектомер-толщиномер типа СГДТ (СГДТ-2, СГДТ-3, СГДТ-НВ и др.).*
<a id="p100782"></a>*Для уточнения данных СГДТ рекомендуется делать базовый замер в спущенной обсадной колонне до цементирования, второй - после него.*
<a id="p100783"></a>*2.6.1.11. В условиях, когда необходимо оценить такие показатели, как степень вытеснения бурового раствора цементным, интервал распространения зоны смешения бурового и цементного растворов, наличие зон скопления цементных масс, сроки схватывания цементного раствора в условиях скважины, рекомендуется применять термометрию (термометры ЭТМИ-58, ЭТС-24, ТЭГ-60, ТЭГ-36 и т.д.).*

###### <a id="p100784"></a>2.6.1.12 Для реализации возможностей термометрии необходимо зарегистрировать по меньшей мере три термограммы:

<a id="p100785"></a>*первую - сразу после цементирования колонны (практически через 1 - 2 ч);*
<a id="p100786"></a>*вторую - в момент, когда по данным лабораторного анализа ожидается конец схватывания цементного раствора;*
<a id="p100787"></a>*третью - через 10 - 15 ч после цементирования скважины.*


##### <a id="p100788"></a>2.6.2. Мероприятия по безопасности проведения испытаний на герметичность обсадных колонн в скважине


<a id="p100789"></a>*2.6.2.1. Все работы по опрессовке обсадных колонн в скважинах должны проводиться только персоналом, прошедшим обучение безопасным методам выполнения соответствующих работ.*
<a id="p100790"></a>*Нахождение в рабочей зоне не участвующих в опрессовке людей запрещается.*
<a id="p100791"></a>*2.6.2.2. Все трубопроводы, задействованные в процессах опрессовки, должны быть предварительно опрессованы на полуторакратное максимальное рабочее давление, ожидаемое при проведении работ.*
<a id="p100792"></a>*2.6.2.3. На цементировочных агрегатах или других насосных механизмах, используемых для опрессовки, должны быть предохранительные устройства, срабатывающие при превышении давления на 3 - 5% выше максимального рабочего.*
<a id="p100793"></a>*Предохранительные устройства и их отводы должны быть закрыты стальным кожухом толщиной не менее 3 мм, надежно закрепленным к станине насосов. Отвод предохранительного устройства должен быть направлен в рабочую приемную емкость.*
<a id="p100794"></a>*2.6.2.4. Испытания обсадных колонн на герметичность методом опрессовки или методом снижения уровня должны производиться в точном соответствии с рабочим проектом на строительство скважины.*
<a id="p100795"></a>*2.6.2.5. При испытании на герметичность эксплуатационных обсадных колонн газовых скважин, а также нефтяных скважин с высоким газовым фактором производится дополнительная опрессовка (если это предусмотрено проектом) приустьевой части колонны и оборудования устья скважины газом - азотом на то же давление, что и при гидравлическом испытании.*
<a id="p100796"></a>*Применение для этих целей других газов, например воздуха или нефтяного газа, запрещается.*
<a id="p100797"></a>*2.6.2.6. Объем азота, закачиваемого в приустьевую часть колонны, должен быть таким, чтобы при рабочем давлении азотом было бы заполнено не менее 15 м колонны.*
<a id="p100798"></a>*2.6.2.7. Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин. после создания расчетного давления оно не снижается или снижается не более чем на 4,5%.*
<a id="p100799"></a>*Наблюдение за снижением давления следует начинать через 5 мин. после создания расчетного давления.*
<a id="p100800"></a>*2.6.2.8. Заключение по оценке качества цементирования той или иной скважины должно выдаваться по комплексу применяемых геофизических и технологических методов, а не по каждому из методов отдельно.*


### 3. <a id="p100801"></a>ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН



#### <a id="p100802"></a>Введение


<a id="p100803"></a>*Инструкция составлена с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", содержит рекомендации по безопасному ведению работ, связанных с освоением скважин: перфорацией, вызовом притока, очисткой призабойной зоны, а также по утилизации нефти и газа при освоении поисковых и разведочных скважин.*


#### <a id="p100804"></a>3.1. Общие положения


<a id="p100805"></a>*3.1.1. Работы по освоению скважин должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и настоящей Типовой инструкции.*
<a id="p100806"></a>*3.1.2. Инструкция является документом, отражающим безопасность работ по технологии освоения скважины, принятой в рабочем проекте на ее строительство, независимо от типа коллектора, глубины и местоположения скважины (куст, суша, море).*
<a id="p100807"></a>*3.1.3. К освоению скважины относится комплекс работ по перфорации эксплуатационной колонны и вызову притока жидкости (газа) из пласта, в случае необходимости - интенсификации скважины и очистке ее призабойной зоны от загрязнения и, в конечном счете, получению промышленного притока углеводородов.*
<a id="p100808"></a>*3.1.4. Уровни опасных и вредных производственных факторов при освоении нефтяных и газовых скважин не должны превышать допустимых значений, устанавливаемых действующими стандартами, санитарными нормами проектирования промышленных предприятий, а также гигиеническими нормами Минздрава РФ.*
<a id="p100809"></a>*3.1.5. Типовые схемы обвязки устьевого оборудования и коммуникаций для каждого месторождения разрабатываются проектной организацией по согласованию с госгортехнадзором и противофонтанной службой и утверждаются организацией, ведущей разработку месторождения.*
<a id="p100810"></a>*3.1.6. К производству работ по освоению и исследованию скважины допускаются лица, ознакомленные с настоящей Инструкцией и прошедшие дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ при освоении.*
<a id="p100811"></a>*3.1.7. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом принятых технико-технологических решений на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается руководством бурового предприятия (подрядчика) и согласовывается с руководством заказчика. Для газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с АВПД и содержанием сероводорода более 6% план согласовывается с противофонтанной службой.*
<a id="p100812"></a>*В плане работ указывается число работающих, мероприятия по обеспечению их безопасности на случай превышения ПДК. С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. К плану должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктах.*

##### <a id="p100813"></a>3.1.8 При освоении нефтяных и газовых скважин на кусте должны быть соблюдены следующие дополнительные требования:

<a id="p100814"></a>*- проект строительства куста скважин должен предусматривать размещение технологического оборудования при различном сочетании схем выполняемых работ (совместного бурения, заканчивания, эксплуатации и др.), схему обвязок буровых насосов, объемы запасов бурового раствора для задавки скважины, мероприятия по противопожарному обеспечению, пути эвакуации людей, местоположение техники для ликвидации аварийных ситуаций;*
<a id="p100815"></a>*- каждая скважина при освоении должна иметь средства соединения с действующей системой водоснабжения куста;*
<a id="p100816"></a>*- при совместной работе на кусте буровых бригад, бригад вышкомонтажных и освоения скважин должна быть обеспечена устойчивая двухсторонняя связь (радио или телефонная) между бригадами и центральным диспетчерским пунктом.*

##### <a id="p100817"></a>3.1.9 В случае ремонтно-профилактических работ при освоении освещенность рабочих мест должна быть не менее:



| <a id="p100818"></a>- устье скважины | 27 лк |
| --- | --- |
| <a id="p100819"></a>- лебедка | 15 лк |
| <a id="p100820"></a>- вышка (мачта) | 2 лк |
| <a id="p100821"></a>- приемный мост | 13 лк |
| <a id="p100822"></a>- шкалы КИП | 50 лк. |


<a id="p100823"></a>*3.1.10. Объекты освоения и исследования должны быть оборудованы противопожарными устройствами и обеспечены противопожарным инвентарем по нормам пожарной безопасности.*
<a id="p100824"></a>*3.1.11. Все члены бригады, участвующие в работах по освоению и исследованию скважины, должны знать способы оказания первой (доврачебной) помощи в соответствии с действующей инструкцией.*


#### <a id="p100825"></a>3.2. Требования безопасности при прострелочных работах


<a id="p100826"></a>*3.2.1. На проведение прострелочных работ составляется план с указанием кратких данных по скважине, объемов подготовительных работ, техники и технологии процесса, необходимых материалов.*
<a id="p100827"></a>*3.2.2. Перед прострелочными работами на скважинах, вышедших из бурения, должно быть проверено наличие актов опрессовок эксплуатационной колонны, элементов устьевого оборудования, манифольдов и фонтанной арматуры:*
<a id="p100828"></a>*- эксплуатационная колонна - в соответствии с инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность;*
<a id="p100829"></a>*- колонная головка - на рабочее давление;*
<a id="p100830"></a>*- фонтанная арматура - в механических мастерских предприятия на пробное давление;*
<a id="p100831"></a>*- фонтанная арматура после ее установки на устье скважины - на рабочее давление;*
<a id="p100832"></a>*- манифольд в собранном виде на устье - на полуторакратное давление опрессовки эксплуатационной колонны.*
<a id="p100833"></a>*3.2.3. Перед началом прострелочных работ и работ по приготовлению растворов, осуществлению технологического процесса руководителем работ проводится инструктаж членов бригады освоения по технологии, мерам безопасности и обязанностям каждого члена бригады.*
<a id="p100834"></a>*3.2.4. До закачки рабочих жидкостей в скважину нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.*
<a id="p100835"></a>*3.2.5. Перед спуском в скважину сборки инструмента с НКТ необходимо убедиться в исправности бурового станка, насосов, превентора, задвижек фонтанной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры (индикатора веса, манометров, расходомеров). Составляется акт о проведении профилактики оборудования.*
<a id="p100836"></a>*3.2.6. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки жидкостей в скважину. При необходимости ремонта следует прекратить закачку, снизить давление до атмосферного.*
<a id="p100837"></a>*3.2.7. Готовность скважины к прострелочным работам оформляется актом, который подписывается мастером, геологом, энергетиком, представителем геофизической партии и передается начальнику геофизической партии.*
<a id="p100838"></a>*3.2.8. Интервал перфорации определяют на основании промыслово-геофизических исследований, объем которых должен соответствовать типовому и обязательному комплексу.*
<a id="p100839"></a>*3.2.9. Готовят перфоратор, выполняют работы по опрессовке и сборке отдельных элементов компоновки низа инструмента. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения забойного давления в зоне перфорации.*
<a id="p100840"></a>*3.2.10. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается. Запрещается проведение прострелочных работ при переливе и поглощении заполняющей скважину жидкости (бурового раствора).*
<a id="p100841"></a>*Перфорация производится в среде жидкости, не имеющей твердой фазы и совместимой с пластовыми флюидами.*
<a id="p100842"></a>*3.2.11. При подъеме инструмента должен обеспечиваться непрерывный долив скважины жидкостью, которой заполнялась скважина.*
<a id="p100843"></a>*3.2.12. Для различных пластов в [таблице 1](#p100845) приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУ-80Т для условия создания конечной плотности за один залп, то есть без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.*
<a id="p100844"></a>*При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей ПКО-89 или близкой к этой величине, плотность перфорации может быть снижена на 50%.*

<div align="center">

<a id="p100845"></a>Таблица 1

<a id="p100846"></a>РЕКОМЕНДУЕМАЯ ПЛОТНОСТЬ ПЕРФОРАЦИИ<br>
ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ПЛАСТОВ

</div>



<table>
<colgroup><col width="43%"><col width="22%"><col width="18%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100848"></a>Категория пород</td><td rowspan="2"><a id="p100849"></a>Проницаемость, кв. мкм</td><td colspan="2">Плотность перфорации,<br>отв./м</td></tr>
<tr><td><a id="p100851"></a>при депрессии</td><td>при репрессии</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100853"></a><a id="p100855"></a>Слабоуплотненные песчано-алевролитовые породы с<br>глинистым цементом</td><td>&gt; 0,1</td><td>6</td><td>12</td></tr>
<tr><td>&lt; 0,1</td><td>10 - 12</td><td>12 - 18</td></tr>
<tr><td><a id="p100857"></a>Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом</td><td>&gt; 0,001</td><td>18 - 20</td><td>18 - 20</td></tr>
<tr><td><a id="p100862"></a>Карбонатные породы, аргиллиты и др., в которых отсутствует трещиноватость</td><td>&lt; 0,001</td><td>18 - 20</td><td>20 - 24</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100866"></a><a id="p100868"></a><a id="p100869"></a>Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки,<br>доломиты, мергели и другие<br>породы с развитой трещиноватостью</td><td>&gt; 0,01</td><td>10 - 12</td><td>18 - 20</td></tr>
<tr><td>&lt; 0,01</td><td>12</td><td>18 - 24</td></tr>
<tr><td><a id="p100872"></a>Тонкослоистые</td><td></td><td>20</td><td>20 - 24</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p100874"></a>3.2.13. При вскрытии пластов при депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ и устье скважины должно быть герметизировано фонтанной арматурой, а ствол скважины должен быть промыт водой с последующей заменой на облегченную жидкость: нефть, дизтопливо, ИЭР, РНО, пену и т.п. [(табл. 2)](#p100875), или часть ствола скважины должна быть освобождена от воды и заменена инертным газом (азотом) до допустимой для данного коллектора депрессии. Величина депрессии должна выбираться в зависимости от прочностных свойств вскрытых пород коллектора в обсадной колонне согласно пунктам [3.3.2.5](#p101115) - 3.3.2.6 настоящей Инструкции. Не рекомендуется создавать депрессии более 10 МПа.

<a id="p100875"></a>Таблица 2

<a id="p100876"></a>КЛАССИФИКАЦИЯ УСЛОВИЙ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ

</div>



| <a id="p100878"></a>Условия вскрытия | <a id="p100880"></a>Состояние пластового давления | <a id="p100881"></a>Рекомендуемые жидкости для заполнения скважин (интервала перфорации) | Категория скважины | Рекомендуемые типоразмеры перфоратора |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100884"></a>При депрессии | <a id="p100886"></a>Гидростатическое и более, АНПД | Нефть, вода, пена | <a id="p100887"></a>Добывающие, нагнетательные, разведочные | ПНКТ73, ПНКТ89, ПР43, ПР54, КПРУ 65 |
| <a id="p100889"></a>При репрессии | <a id="p100891"></a>Гидростатическое и более | <a id="p100892"></a>ИЭР, минерализованные водные растворы и растворы на нефтяной основе | Добывающие, разведочные, нагнетательные | Все типы корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов |


<div align="center">

<a id="p100895"></a>3.2.14. Выбор жидкости для вскрытия пластов при репрессии проводится исходя из условий обеспечения безопасного проведения перфорации и высокой пропускной способности простреленных каналов. Плотность перфорационной среды должна превышать плотность продавочной жидкости не менее чем на 20 кг/куб. м:<br>
- <a id="p100896"></a>в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на углеводородных буровых растворах, в качестве перфорационной среды должны применяться только углеводородные жидкости без твердой фазы. Если же возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми солями (CaCO3, FeCO3);<br>
- <a id="p100897"></a>в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты с проницаемостью более 0,05 кв. мкм на глинистых пресных буровых растворах, в качестве перфорационных сред могут применяться растворы типа ИЭР. При этом необходимое количество (3 - 5 куб. м) ИЭР закачивают через НКТ на забой скважины (из расчета заполнения интервала перфорации и на 100 - 150 м выше);<br>
- <a id="p100898"></a>в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на минерализованных растворах, и в скважинах с низким пластовым давлением, в которых предполагается насосная эксплуатация, в качестве перфорационных сред могут применяться минерализованные водные растворы.<br>
<a id="p100899"></a>3.2.15. При вскрытии неоднородных пластов, представленных чередованием коллекторов с непроницаемыми прослоями, непроницаемые прослои толщиной более одного метра не должны вскрываться перфорацией.<br>
<a id="p100900"></a>3.2.16. При выборе типа стреляющей аппаратуры [(табл. 3)](#p100905) необходимо учитывать величину пластовой температуры, которой должны соответствовать не только заряды, но и детонирующий шнур и взрывные патроны (детонаторы).

</div>


##### <a id="p100901"></a>3.2.17 Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, непригодные из-за:

<div align="center">

- <a id="p100902"></a>плохого цементного камня, близости ВНК и ГНК, наличия значительных дефектов в стенках обсадных труб (в таких случаях исключают бескорпусные перфораторы, табл. 3);<br>
- <a id="p100903"></a>недостаточных диаметральных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб [(табл. 4)](#p100983);<br>
- <a id="p100904"></a>наличие более одной колонны обсадных труб в интервале перфорации (табл. 3).

<a id="p100905"></a>Таблица 3

<a id="p100906"></a>КОМПЛЕКС СТРЕЛЯЮЩИХ ПЕРФОРАТОРОВ, РЕКОМЕНДУЕМЫХ<br>
ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ

</div>



<table>
<colgroup><col width="13%"><col width="9%"><col width="7%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="7%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="5%"><col width="10%"></colgroup>
<tr><td rowspan="6"><a id="p100908"></a>Основные технические характеристики перфоратора</td><td colspan="11">Тип перфоратора</td></tr>
<tr><td colspan="11"><a id="p100910"></a>кумулятивные</td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100912"></a>корпусные</td><td colspan="4">бескорпусные</td><td>пулевые</td></tr>
<tr><td><a id="p100914"></a>ПК85ДУ</td><td>ПК80Н</td><td>ПНК73</td><td>ПНКТ73</td><td>ПКО73</td><td>ПКОТ73</td><td>ПКСС60</td><td>ПКС80Т</td><td>ПР43</td><td>КПР</td><td>ПВКТ70</td></tr>
<tr><td><a id="p100915"></a>ПК105ДУ</td><td>ПК95Н</td><td>ПНКТ89</td><td>ПНКТ89</td><td>ПКО89</td><td>ПКОТ89</td><td>ПКСС73</td><td>ПКС105Т</td><td>ПР54</td><td>У65</td><td>ПВТ73</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td><a id="p100916"></a>ПКСС89</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100918"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td><td>9</td><td>10</td><td>11</td><td>12</td></tr>
<tr><td><a id="p100920"></a>Максимальное гидростатическое давление, МПа</td><td>100</td><td>100</td><td>70</td><td>100</td><td>70</td><td>120</td><td>150</td><td>80</td><td>80</td><td>80</td><td>100</td></tr>
<tr><td><a id="p100926"></a>Максимальная температура, град. C</td><td>200</td><td>200</td><td>150</td><td>170</td><td>200</td><td>200</td><td>250</td><td>150</td><td>150</td><td>150</td><td>200</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100931"></a>Максимальный диаметр обсадной колонны (или НКТ для малогабаритных перфораторов), мм</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>76</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>96</td><td>50</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>118</td><td>62</td><td>76</td><td>96</td></tr>
<tr><td><a id="p100942"></a>Число колонн в интервале перфорации</td><td>1 - 2</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 3</td><td>1 - 2</td><td>1 - 2</td><td>1 - 3</td></tr>
<tr><td><a id="p100947"></a>Р, репрессия "+", депрессия "-"</td><td>+</td><td>+</td><td>+ -</td><td>-</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+ -</td><td>+ -</td><td>+</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100952"></a>Максимальное число зарядов, отстреливаемых за 1 спуск</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>20</td><td>100</td><td>100</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>250</td><td>250</td><td>100</td><td>100</td><td>20</td><td>100</td><td>100</td><td>100</td><td>12</td></tr>
<tr><td>42</td><td>42</td><td>250</td><td>250</td><td>100</td><td>100</td><td>15</td><td></td><td></td><td></td><td>10</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100959"></a>Максимальная плотность за 1 спуск, отв./м</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>12</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>12</td><td>12</td><td>6</td><td>6</td><td>10</td><td>10</td><td>10</td><td>11</td><td>10</td><td>8</td><td>2</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>6</td><td>6</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100965"></a>Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы 700 МПа</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>145</td><td>165</td><td>180</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>95</td><td>185</td><td>155</td><td>155</td><td>155</td><td>155</td><td>175</td><td>275</td><td>150</td><td>200</td><td></td></tr>
<tr><td>145</td><td>255</td><td>250</td><td>250</td><td>250</td><td>250</td><td>200</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100975"></a>Средний диаметр канала, мм, при твердости породы 700 МПа</td><td>5</td><td>10</td><td>11</td><td>11</td><td>11</td><td>11</td><td>7</td><td>8</td><td>8</td><td>9</td><td>25</td></tr>
<tr><td>8,5</td><td>12</td><td>12</td><td>12</td><td>12</td><td>12</td><td>9</td><td>12</td><td>10</td><td></td><td>20</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>10</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100983"></a>*Таблица 4*

<a id="p100984"></a>*МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗАЗОРЫ МЕЖДУ СТРЕЛЯЮЩИМ*
*ПЕРФОРАТОРОМ И СТЕНКОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО ДИАМЕТРУ*


<table>
<colgroup><col width="28%"><col width="28%"><col width="23%"><col width="22%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100986"></a>Тип перфоратора</td><td><a id="p100987"></a>Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм</td><td><a id="p100989"></a>Плотность жидкости в скважине, г/куб. см</td><td>Минимальный зазор, мм</td></tr>
<tr><td><a id="p100991"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100993"></a>Кумулятивные ПК</td><td rowspan="2">80 - 105</td><td>&lt;= 1,5</td><td>13</td></tr>
<tr><td><a id="p100994"></a>&gt; 1,6</td><td>15 - 22</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100995"></a>ПКО</td><td rowspan="2">73 - 89</td><td>&lt;= 1,5</td><td>20</td></tr>
<tr><td><a id="p100996"></a>&gt; 1,6</td><td>22 - 30</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100997"></a>ПКС</td><td rowspan="2">80 - 105</td><td>&lt;= 1,5</td><td>13</td></tr>
<tr><td><a id="p100998"></a>&gt; 1,6</td><td>22 - 30</td></tr>
<tr><td><a id="p100999"></a>ПР</td><td>43 - 54</td><td>&lt;= 1,0</td><td>5 - 8</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101000"></a>ПКОС</td><td rowspan="2">60, 73, 89</td><td>&lt;= 1,5</td><td>16</td></tr>
<tr><td><a id="p101001"></a>&gt; 1,6</td><td>19</td></tr>
<tr><td><a id="p101002"></a>КПРУ</td><td></td><td>&lt;= 1</td><td>11</td></tr>
<tr><td><a id="p101003"></a>Пулевые ПВКТ, ПВТ</td><td>70 - 73</td><td>0,8 - 2,3</td><td>23</td></tr>
</table>


<a id="p101005"></a>*3.2.18. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитывают особенности перфораторов, состоящие в следующем:*
<a id="p101006"></a>*- перфораторы ПНК и ПНКТ не могут применяться, если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал перфорации, когда в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта больших объемов твердой фазы, при гидростатическом давлении на уровне установки перфораторов менее 10 МПа при создании депрессии, при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S);*
<a id="p101007"></a>*- наращивание плотности перфорации, интенсификации притока при использовании ПНК и ПНКТ требуют полного подъема НКТ;*
<a id="p101008"></a>*- в скважинах с большим углом (> 30) и с локальными препятствиями в обсадных трубах ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;*
<a id="p101009"></a>*- перфораторы ПР и КПРУ не могут быть применены при заполнении интервала перфорации глинистыми растворами, при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК), при углах наклона ствола более 40 и при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S), из-за возможности утечек в лубрикаторе.*
<a id="p101010"></a>*3.2.19. Вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами ПР, КПРУ, ПНК, ПНКТ.*
<a id="p101011"></a>*3.2.20. Корпусные перфораторы (ПК, ПКО) оказывают на колонну и цементное кольцо меньшее воздействие, чем бескорпусные, поэтому они используются в газовых скважинах, а также в скважинах с близкой подошвенной водой, газовой шапкой (до 10 м) и близко залегающими водоносными, газоносными горизонтами, т.е. в скважинах, где нужно обеспечить сохранность колонны и цементного камня выше и ниже интервала перфорации.*
<a id="p101012"></a>*3.2.21. Продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных горизонтов и от ВНК, ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 10 отв./м с числом зарядов за один спуск не более 40. При отсутствии корпусных перфораторов в исключительных случаях с разрешения руководства допускается выполнение перфорации бескорпусными перфораторами типа ПКС с минимальной плотностью (не более 6 отв./м).*
<a id="p101013"></a>*3.2.22. Гидроабразивная перфорация применяется при невозможности использования или неэффективности кумулятивной и других методов перфорации, а также при необходимости вскрытия продуктивных пластов небольшой толщины.*
<a id="p101014"></a>*3.2.23. Для гидроабразивной перфорации в качестве рабочей жидкости используются буровые растворы, которыми вскрывается продуктивный пласт, содержащие в качестве абразива мелкодисперсный шлам выбуренных пород, либо вновь приготовленный буровой раствор (глинистый, полимерный и др.), совместимый с пластовым флюидом и содержащий в качестве абразива песок фракции 0,4 - 0,8 мм, 30 - 50 г/л раствора.*
<a id="p101015"></a>*Указанные смеси для перфорации скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями использовать не рекомендуется.*
<a id="p101016"></a>*3.2.24. Гидроабразивная перфорация наиболее эффективна при перепадах давления на насадках более 7 МПа (скорость струи 100 м/с).*
<a id="p101017"></a>*3.2.25. После окончания перфорации составляют акт о перфорации и спускают колонну НКТ до забоя и промывают скважину до чистой воды обратной циркуляцией водным раствором ПАВ с массовой долей 0,1%, затем проводят подготовительные работы к освоению скважины.*


#### <a id="p101018"></a>3.3. Требования безопасности при освоении скважины



##### <a id="p101019"></a>3.3.1. Подготовительные работы


<a id="p101020"></a>*3.3.1.1. Работы по освоению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением могут проводиться только после письменного разрешения военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов.*
<a id="p101021"></a>*3.3.1.2. Перед сборкой устьевого оборудования все детали фонтанной арматуры должны быть обязательно осмотрены, а обнаруженные дефекты устранены. Обвязка фонтанной арматуры производится в соответствии с [п. п. 3.6.4](#p101466) - 3.6.5 настоящей Инструкции.*
<a id="p101022"></a>*3.3.1.3. Фонтанная арматура должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных ТУ на поставку. После опрессовки фонтанной арматуры составляется акт.*
<a id="p101023"></a>*3.3.1.4. Монтаж колонной головки должен производиться в полном соответствии с техническими условиями на поставку и инструкцией по монтажу и эксплуатации. После монтажа производится опрессовка на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.*
<a id="p101024"></a>*3.3.1.5. Для контроля за работой скважины при ее освоении должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами:*
<a id="p101025"></a>*- на отводе крестовика - для проверки давления в затрубном пространстве скважины;*
<a id="p101026"></a>*- на отводе тройника трубной головки - для замера давления между первым и вторым рядами труб;*
<a id="p101027"></a>*- на буфере фонтанной елки - для замера давления на устье скважины;*
<a id="p101028"></a>*- на струнах фонтанной елки - до и после каждого штуцера.*
<a id="p101029"></a>*3.3.1.6. На всех газовых, газоконденсатных и высокодебитных нефтяных скважинах с аномально высоким пластовым давлением затрубное пространство должно быть загерметизировано установкой пакера, а скважина оборудована забойными и устьевыми отсекателями, обеспечивающими прекращение фонтанирования при возникновении аварийной ситуации.*
<a id="p101030"></a>*3.3.1.7. При повышении давления в затрубном и межколонном пространстве выше допустимого необходимо производить стравливание с темпом 0,3 - 0,4 МПа в течение одной минуты.*
<a id="p101031"></a>*3.3.1.8. В случае обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны следует немедленно приступить к работе по глушению скважины.*
<a id="p101032"></a>*3.3.1.9. При длительных перерывах и остановках в процессе освоения противовыбросовая задвижка и задвижка на крестовине должны быть закрыты.*
<a id="p101033"></a>*3.3.1.10. При освоении скважин промывкой жидкостью или путем нагнетания газа на нагнетательной линии (газопроводе) должны быть установлены задвижки, обратный клапан и манометр, а газопровод опрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.*
<a id="p101034"></a>*3.3.1.11. При освоении скважины продувкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод должен подключаться после штуцера.*
<a id="p101035"></a>*3.3.1.12. Линии подачи газа и выкидные линии должны проходить так, чтобы они не пересекали мостков, рабочих площадок и других переходов, а также исключалась опасность механического повреждения.*
<a id="p101036"></a>*3.3.1.13. При необходимости замены промывочной жидкости, находящейся в скважине, жидкостью с повышенным удельным весом, закачка последней отдельными порциями с перерывами запрещается.*
<a id="p101037"></a>*3.3.1.14. При исследовании и освоении скважины запрещается подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.*
<a id="p101038"></a>*3.3.1.15. Освоение скважины должно проводиться при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.*
<a id="p101039"></a>*3.3.1.16. При наличии сероводорода в продукции скважин необходимо выполнять требования соответствующих правил и инструкций.*


##### <a id="p101040"></a>3.3.2. Вызов притока из пласта


<a id="p101041"></a>*Общие положения*

<a id="p101042"></a>*3.3.2.1. Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации при депрессии вызов притока осуществлять сразу же после ее окончания.*
<a id="p101043"></a>*3.3.2.2. Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 5. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт. Продукция пласта, получаемая при освоении и исследовании эксплуатационной скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.*

<a id="p101044"></a>*Таблица 5*

<a id="p101045"></a>*СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ*


<table>
<colgroup><col width="18%"><col width="24%"><col width="16%"><col width="8%"><col width="11%"><col width="9%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101047"></a>Метод снижения забойного давления</td><td colspan="6">Осуществление метода</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101049"></a>способ</td><td rowspan="2"><a id="p101050"></a>технические средства</td><td colspan="3"><a id="p101052"></a>коэффициент аномальности пластового давления</td><td rowspan="2">наличие в продукции H2S и CO</td></tr>
<tr><td><a id="p101054"></a>1,0</td><td><a id="p101055"></a>1,0 - 1,3</td><td>&gt; 1,3</td></tr>
<tr><td><a id="p101057"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td></tr>
<tr><td rowspan="6"><a id="p101059"></a>1. Замена жидкости в скважине на более легкую</td><td>1.1. На буровой раствор меньшей плотности</td><td>ЦА</td><td></td><td></td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td>1.2. На воду</td><td>ЦА</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101063"></a>1.3. На безводную дегазированную нефть</td><td>ЦА, АЦ</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101065"></a>1.4. На пенную систему, у которой:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101067"></a>1.4.1. В качестве дисперсионной среды - азот</td><td>ЦА, АГУ-8К</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101070"></a>1.4.2. В качестве дисперсионной среды - дымовые газы</td><td>ЦА, ДГ</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td rowspan="6"><a id="p101074"></a>2. Снижение уровня</td><td>2.1. Свабирование</td><td><a id="p101076"></a>Сваб, подъемник</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101077"></a>2.2. Глубинный насос</td><td><a id="p101078"></a>Погружной насос</td><td>+</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101080"></a>2.3. С помощью сжатого газа:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101082"></a>2.3.1. Сжатым азотом</td><td>АГУ-8К</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101083"></a>2.3.2. Сжатым азотом через пусковые отверстия в НКТ</td><td>КС</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101086"></a>2.4. Пенные системы по способу <a href="#p101065">п. 1.4</a> данной таблицы</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p101090"></a>3. Комбинация первых двух методов</td><td><a id="p101093"></a>3.1. Замена жидкости на более легкую с последующим снижением уровня</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101094"></a>3.1.1. Глубинным струйным насосом</td><td><a id="p101096"></a>ЦА, глубинный насос</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101097"></a>3.1.2. Дымовыми газами</td><td>ЦА, ДГ</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101099"></a>3.1.3. Вытеснение жидкости из скважины азотом</td><td>ЦА, АГУ-8К</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td></tr>
</table>


<a id="p101103"></a>*Примечание. АГУ-8К - газификационная азотная установка;*
<a id="p101104"></a>*ЦА - насосный агрегат;*
<a id="p101105"></a>*КС - передвижная компрессорная станция;*
<a id="p101106"></a>*АЦ - автоцистерна;*
<a id="p101107"></a>*ДГ - установка для производства дымовых газов;*
<a id="p101108"></a>*(+) - рекомендуемые процессы.*

<a id="p101109"></a>*3.3.2.3. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться под руководством ответственного лица (руководителя работы).*

###### <a id="p101110"></a>3.3.2.4 На время вызова притока из пласта и глушения фонтанных необходимо обеспечить:

<a id="p101111"></a>*- постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и оперативной группы противофонтанной службы по графику, утвержденному руководством предприятия;*
<a id="p101112"></a>*- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;*
<a id="p101113"></a>*- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;*
<a id="p101114"></a>*- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.*
<a id="p101115"></a>*3.3.2.5. Для пластов с плохими коллекторскими свойствами рекомендуется использовать депрессию в 2,5 - 3,5 раза выше, чем репрессию на пласт при вскрытии.*
<a id="p101116"></a>*3.3.2.6. Нецелесообразно создавать депрессию при вызове притока, превышающую величину репрессии при первичном вскрытии продуктивного пласта более чем в 3,5 раза.*

<a id="p101117"></a>*Вызов притока путем снижения давления в скважине*
*за счет замены скважинной жидкости азотом*

<a id="p101118"></a>*3.3.2.7. При освоении пластов, содержащих сероводород (H2S), малопроницаемый коллектор, низкие пластовые давления, а также в суровых климатических зонах (t +50 град. C, t -30 град. C) снижение уровня производится с использованием передвижных азотных газифицированных установок типа АГУ-8К, обеспечивающих большую безопасность, следующими способами:*
<a id="p101119"></a>*- метод вытеснения - закачка азота в затрубное пространство с последующим стравливанием его;*
<a id="p101120"></a>*- темп снижения давления при выпуске азота из затрубного пространства должен быть не более 0,2 МПа/мин. Для обеспечения такого темпа снижения на устье скважины устанавливается штуцер диаметром: для скважин, обсаженных 168 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, - 7 мм; для скважин, обсаженных 140 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, - 6 мм;*
<a id="p101121"></a>*- продувка - закачка азота в затрубное пространство до выхода его через НКТ; при этом НКТ оборудованы пусковыми муфтами или газлифтными клапанами.*
<a id="p101122"></a>*Использование воздуха для таких целей запрещается.*
<a id="p101123"></a>*3.3.2.8. Предельное снижение уровня при вызове притока путем вынесения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:*
<a id="p101124"></a>*- 270 м, если скважина была заполнена водой;*
<a id="p101125"></a>*- 330 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/куб. м).*
<a id="p101126"></a>*3.3.2.9. При разобщении непроницаемых пропластков осваиваемого объекта и находящегося сверху или снизу от него водоносного (или обводнившегося) пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца на участке непроницаемых пород не должен превышать 2 МПа.*
<a id="p101127"></a>*3.3.2.10. Пуск механизмов следует производить по сигналу руководителя работ после удаления людей от оборудования, находящегося под давлением.*

###### <a id="p101128"></a>3.3.2.11 Во время работы газификационной установки АГУ-8К должен осуществляться постоянный контроль:

<a id="p101129"></a>*- за давлением в резервуаре, которое не должно превышать 0,24 МПа. При превышении указанного давления следует открыть на резервуаре вентиль газосброса;*
<a id="p101130"></a>*- за давлением нагнетания азотно-жидкостной смеси, которое не должно превышать 22 МПа;*
<a id="p101131"></a>*- за температурой выдаваемого газа (10 - 30 град. C);*
<a id="p101132"></a>*- за уровнем жидкости в резервуаре - не менее 0,3 ед. по указателю уровня;*
<a id="p101133"></a>*- за общей продолжительностью операции и моментом начала первого поступления рабочего агента через башмак НКТ;*
<a id="p101134"></a>*- за использованным и оставшимся количеством азота.*
<a id="p101135"></a>*3.3.2.12. Регулирование соотношения подаваемых в скважину количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.*
<a id="p101136"></a>*Регулирование противодавления в трубном пространстве скважины осуществляется с помощью задвижки, оборудованной штуцером.*
<a id="p101137"></a>*3.3.2.13. При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространства скважины и следить за подъемом давления на устье.*
<a id="p101138"></a>*3.3.2.14. Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 - 3 минуты, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.*
<a id="p101139"></a>*3.3.2.15. Запрещаются работы на газификационной и других установках во время грозы, при скорости ветра 11 м/сек. и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью на расстоянии менее 50 м.*
<a id="p101140"></a>*3.3.2.16. Перед заполнением резервуара газифицированной установки жидким азотом ответственным лицом должен проводиться тщательный осмотр наружной поверхности и арматуры резервуара, а также наличие остаточного давления.*

###### <a id="p101141"></a>3.3.2.17 Запрещается заполнять резервуар азотом, если:

<a id="p101142"></a>*- истек срок назначенного освидетельствования;*
<a id="p101143"></a>*- повреждены корпус или днище (трещины, заметное изменение формы и др.);*
<a id="p101144"></a>*- отсутствуют установленные клейма и надписи;*
<a id="p101145"></a>*- отсутствует или неисправлена арматура;*
<a id="p101146"></a>*- нет надлежащей окраски;*
<a id="p101147"></a>*- неисправлен автомобиль газификационной установки.*
<a id="p101148"></a>*3.3.2.18. Внутренний сосуд резервуара газификационной установки для жидкого азота должен эксплуатироваться в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".*
<a id="p101149"></a>*3.3.2.19. При заключительных работах в случае освоения скважины с использованием азота перед отсоединением трубопроводов от фонтанной арматуры необходимо:*
<a id="p101150"></a>*- остановить работающие агрегаты;*
<a id="p101151"></a>*- закрыть задвижку на устье скважины в месте присоединения нагнетательного трубопровода;*
<a id="p101152"></a>*- закрыть все вентили на резервуаре, если он опорожнен.*
<a id="p101153"></a>*При наличии жидкости в резервуаре оставить открытым вентиль газосбора резервуара;*
<a id="p101154"></a>*- постепенно снизить давление в трубопроводах до атмосферного;*
<a id="p101155"></a>*- привести газификационную установку в транспортное положение.*

<a id="p101156"></a>*Вызов притока путем снижения давления в скважине*
*за счет замены скваженной жидкости газом*

<a id="p101157"></a>*3.3.2.20. Не используя других приемов в работе, можно создать депрессию на пласт в 146-мм колонне 6 МПа и в 168-мм колонне 6,7 - 7 МПа, если закачивать газ в затрубное пространство, и соответственно 2 и 1,4 МПа при закачке газа в НКТ.*

###### <a id="p101158"></a>3.3.2.21 Для прорыва газа через башмак НКТ необходимо выполнить условие:

<a id="p101159"></a>*- в заполненной жидкостью скважине:*

<a id="p101160"></a> *$\text{Р}_{\text{пуск}} = \gamma_{\text{ж}}\text{Н}/10^{5},\text{МПа};$*

<a id="p101163"></a>*- для закачки газа в затрубное пространство (статический уровень ниже устья):*

<a id="p101165"></a> *$\text{Р}_{\text{пуск}} = \frac{h\gamma_{\text{ж}}}{10^{5}} \cdot \frac{D^{2}}{d^{2}} ,\text{МПа};$*

<a id="p101171"></a>*- для закачки газа в НКТ (статический уровень на расстоянии от устья):*

<a id="p101173"></a> *$\text{Р}_{\text{пуск}} = \frac{h\gamma_{\text{ж}}}{10^{5}} \cdot \frac{D^{2}}{D^{2} - d^{2}} ,\text{МПа}.$*

<a id="p101179"></a>*3.3.2.22. Максимальная глубина спуска башмака НКТ под уровень жидкости при работе компрессором не должна превышать полученную по формуле:*

<a id="p101182"></a> *$h = \frac{10^{5} \cdot P_{\text{пуск}}(D^{2} - d^{2})}{\gamma_{\text{ж}}D^{2}} ,\text{МПа}.$*

<a id="p101189"></a>*В приведенных здесь и далее формулах использованы следующие обозначения:*
<a id="p101191"></a> *$\text{Р}_{\text{пуск}}$ - пусковое давление, МПа;*
<a id="p101193"></a>*h - глубина спуска башмака труб под уровень, м;*
<a id="p101194"></a>*D и d - внутренние диаметры эксплуатационной колонны и НКТ, м;*
<a id="p101195"></a> *$\gamma_{\text{г}},$ $\gamma_{\text{ж}}$ - плотность газа и жидкости в скважине, кг/куб. м;*
<a id="p101198"></a> *$\text{Р}_{\text{к}}$ - максимальное давление, развиваемое компрессором, МПа;*
<a id="p101200"></a> *$v_{\text{з}},$ $v_{\text{т}}$ - объем затрубного пространства и НКТ, куб. м;*
<a id="p101202"></a> *$H_{\text{ст}}$ - статический уровень в скважине, м;*
<a id="p101204"></a> *$h_{\text{з}}$ - высота столба жидкости в затрубном пространстве, м.*
<a id="p101206"></a>*3.3.2.23. При отсутствии притока из пласта глубина снижения уровня воды компрессором методом переключения потока будет (табл. 6):*

<a id="p101207"></a>*Таблица 6*

<a id="p101208"></a>ГЛУБИНА СНИЖЕНИЯ УРОВНЯ ВОДЫ КОМПРЕССОРОМ МЕТОДОМ
ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ ПОТОКА


<table>
<colgroup><col width="41%"><col width="17%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101210"></a>Показатели</td><td rowspan="3">Давление компрессора, МПа</td><td colspan="4">Диаметр колонны и НКТ, мм</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101212"></a>146</td><td colspan="2">168</td></tr>
<tr><td><a id="p101214"></a>73</td><td>60</td><td>73</td><td>60</td></tr>
<tr><td><a id="p101216"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101218"></a>Снижение уровня при закачке газа в затрубное пространство</td><td>8,0</td><td>600</td><td>670</td><td>670</td><td>700</td></tr>
<tr><td>10,0</td><td>750</td><td>840</td><td>830</td><td>890</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101222"></a>Дополнительное снижение уровня при закачке газа в НКТ</td><td>8,0</td><td>600</td><td>670</td><td>670</td><td>700</td></tr>
<tr><td>10,0</td><td>750</td><td>840</td><td>830</td><td>940</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101226"></a>Общее снижение уровня за два приема</td><td>8,0</td><td>1200</td><td>1340</td><td>1340</td><td>1410</td></tr>
<tr><td>10,0</td><td>1500</td><td>1680</td><td>1660</td><td>1830</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101229"></a>3.3.2.24. Для замены жидкости в скважине перед вызовом притока газом рекомендуется применять нефть, жидкости глушения на нефтяной основе, водные растворы ПАВ, пену и воду.<br>
<a id="p101230"></a>Применение светлых нефтепродуктов для этой цели не допускается.

</div>

<a id="p101231"></a>3.3.2.25. Перед вызовом притока в предполагаемом направлении выпуска газа необходимо очистить территорию скважины в радиусе 25 м от горючих предметов и разлитой нефти.
<a id="p101232"></a>3.3.2.26. Установку емкости для приема выходящей из скважины жидкости, а также расстановку техники на территории скважины следует производить с учетом направления ветра, при этом должны быть выдержаны следующие расстояния:
- <a id="p101233"></a>от устья до компрессора и исследовательской машины - не менее 25 м;
- <a id="p101234"></a>от емкости для приема жидкости до компрессора и исследовательской машины и другой техники - не менее 10 м.
<a id="p101235"></a>3.3.2.27. Выкидная линия для отвода жидкости должна быть надежно закреплена. Крепление следует производить при помощи якорей, которые устанавливаются в местах поворота линии и у приемной емкости. Якорь должен быть рассчитан на действие реактивного усилия не менее 1 тс.
<a id="p101236"></a>3.3.2.28. Выкидная линия выполняется из труб диаметром не менее 50 мм и оборудуется пробоотборным краном, который должен быть расположен возле емкости в доступном месте.
<a id="p101237"></a>3.3.2.29. В процессе перевода струи жидкости с одной струны в другую закрытие задвижки на одной из струн и открытие задвижки на другой струне должно производиться одновременно и равномерно без резкого изменения давления.
<a id="p101238"></a>3.3.2.30. При закачке газа обслуживающему персоналу запрещается находиться у устья скважины в радиусе менее 25 м.

###### <a id="p101239"></a>3.3.2.31 В период от начала закачки газа до конца выпуска его из скважины запрещается:

- <a id="p101240"></a>открывать краны или вентили на фонтанной арматуре, манифольде и нефтегазосборном коллекторе;
- <a id="p101241"></a>закрывать задвижку на фонтанной арматуре и выкидной линии.
<a id="p101242"></a>3.3.2.32. Пробы нефти следует отбирать с помощью глубинного пробоотборника или через пробоотборный кран.
<a id="p101243"></a>3.3.2.33. Выпуск газа необходимо производить не позднее чем через 15 минут после прекращения закачки, при этом необходимо вести контроль за снижением давления по манометру.
<a id="p101244"></a>3.3.2.34. Зажигание газа на факеле допускается только после полного выпуска газовоздушной смеси.
<a id="p101245"></a>3.3.2.35. Предохранительные и обратные клапаны, участок газопровода, смонтированный непосредственно на компрессорной установке, должны регулярно не реже одного раза в три месяца очищаться от нагаромасляных отложений. Остальную часть газопроводов и холодильники компрессора следует очищать не реже одного раза в год способом, не вызывающим коррозию оборудования (например, промывкой 3% водным раствором сульфанола).
<a id="p101246"></a>3.3.2.36. Заправку лубрикатора следует производить маслом из отдельной емкости, для чего иметь на компрессорной установке суточный запас чистого масла.
<a id="p101247"></a>Запрещается производить заправку лубрикатора маслом из картера.

<a id="p101248"></a>Вызов притока с помощью аэрирования жидкости газом

<a id="p101249"></a>3.3.2.37. Процесс аэрирования жидкости газом осуществляется с применением компрессора, насосного агрегата, аэратора, с использованием следующих операций:
- <a id="p101250"></a>промывки скважины;
- <a id="p101251"></a>промывки скважины аэрированой жидкостью при совместной работе компрессорной установки и насосного агрегата;
- <a id="p101252"></a>продувку скважины газом.
<a id="p101253"></a>3.3.2.38. Максимальное давление промывки аэрированой газом жидкости не должно превышать максимального рабочего давления компрессорной установки.
<a id="p101254"></a>3.3.2.39. Продувка газом скважин глубиной свыше 2000 м проводится в исключительных случаях при учете расчетных и фактических характеристик эксплуатационных колонн.

<a id="p101255"></a>Вызов притока снижением уровня компрессором с помощью
пусковых отверстий

<a id="p101256"></a>3.3.2.40. При проведении процесса применяется оборудование в соответствии с [п. 3.3.2.38](#p101253), за исключением насосного агрегата, в котором нет необходимости.
<a id="p101257"></a>Аэрирование осуществляется через пусковые отверстия (клапаны) в НКТ диаметром 1 - 3 мм путем объединения вытесняющей способности нагнетаемого газа и снижения плотности смеси жидкости и газа.

###### <a id="p101258"></a>3.3.2.41 Пусковое давление $(\text{Р}_{\text{пуск}})$ не должно превышать рассчитанного по формуле:


<a id="p101261"></a> $\text{Р}_{\text{пуск}} = \text{Р}_{\text{к}} + \frac{\gamma_{\text{г}}}{\gamma_{\text{ж}}} \text{Р}_{\text{к}}^{2}.$ 

<a id="p101266"></a>3.3.2.42. Для нормального хода процесса снижения уровня компрессором с помощью пусковых отверстий необходимо, чтобы объем жидкости, вытесненной из затрубного пространства, при заполнении им НКТ не нарушил условия:

<a id="p101270"></a> $\text{Р}_{\text{пуск}}> \frac{\text{н}\gamma_{\text{ж}}}{10^{5}}$ или $\frac{10^{5}\text{Р}_{\text{пуск}}}{\gamma_{\text{ж}}} > \frac{v_{3}h_{3}}{v_{\text{т}}} .$ 

<a id="p101276"></a>3.3.2.43. Отношение абсолютного давления сухого газа на выходе из отверстия $(\text{Р}_{\text{вых}})$ и входе в него $(\text{Р}_{\text{вх}})$ должно быть:

<a id="p101279"></a> $\text{Р}_{\text{вых}}/\text{Р}_{\text{вх}} \approx 0,546.$ 

<a id="p101281"></a>*3.3.2.44. Глубина (L), с которой пластовая жидкость начинает поступать в скважину, определяется, если имеет место неравенство:*

<a id="p101283"></a> *$L>\text{н}_{\text{ст}} + \frac{10^{5}\text{Р}_{\text{пуск}}}{\gamma_{\text{ж}}} .$*

<a id="p101289"></a>*Вызов притока с использованием пены*

<a id="p101290"></a>*3.3.2.45. В целях сокращения продолжительности работ по вызову притока пеной рекомендуется спустить в скважину лифт без пусковых отверстий.*
<a id="p101291"></a>*3.3.2.46. Температура воды, используемой для приготовления ПАВ, а также закачиваемого в скважину раствора должна быть не более 60 - 50 град. C.*
<a id="p101292"></a>*3.3.2.47. Насос и компрессор с устьем скважины обвязываются через эжектор или аэратор. При использовании эжектора растворопровод присоединяется к его фильтру, газопровод - к боковому отводу с обратным клапаном, пенопровод - к диффузору.*
<a id="p101293"></a>*При использовании аэратора растворопровод присоединяется к боковому отводу с обратным клапаном, а газопровод - к входу перфорированной внутренней трубки.*
<a id="p101294"></a>*3.3.2.48. Для освоения может быть применен как высоконапорный, так и низконапорный эжекторы.*
<a id="p101295"></a>*3.3.2.49. Эжекторы и аэраторы, применяемые для закачки пены, должны подвергаться ежегодному осмотру в ремонтно-механических мастерских. Изношенные детали необходимо заменить, после чего эжекторы и аэраторы испытываются на пробное давление с составлением акта и указанием его номера и даты последнего испытания на металлической бирке.*
<a id="p101296"></a>*3.3.2.50. После эжектора пенопровод должен иметь прямолинейный участок длиной не менее 8 м.*
<a id="p101297"></a>*3.3.2.51. Для контроля за давлением в пенопроводе на расстоянии не менее 0,5 м от эжектора или на устье скважины должен быть установлен манометр.*
<a id="p101298"></a>*3.3.2.52. Насосный агрегат устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и не менее 10 м от компрессора.*
<a id="p101299"></a>*Расстояние между автоцистернами и насосным агрегатом должно быть не менее 3 м.*
<a id="p101300"></a>*3.3.2.53. После обвязки нагнетательные линии должны быть испытаны на герметичность. Испытание проводится в следующей последовательности: сначала испытываются одновременно пенопровод и растворопровод, затем газопровод. При применении эжектора растворопровод испытывается дополнительно после газопровода.*
<a id="p101301"></a>*3.3.2.54. Обнаруженные негерметичности устраняются только после снятия давления с линии.*
<a id="p101302"></a>*3.3.2.55. Проверка исправности обратного клапана на эжекторе (аэраторе) производится при отсоединенном газопроводе.*
<a id="p101303"></a>*3.3.2.56. Если предусматривается закачка пены в трубное пространство и спуск приборов, то лубрикатор испытывается на герметичность в сборе с прибором одновременно с испытанием пенопровода, при открытой буферной и закрытой центральной задвижках.*

###### <a id="p101304"></a>3.3.2.57 Прибор должен быть спущен в скважину до начала закачки пены.

<a id="p101305"></a>*3.3.2.58. В случае закачки пены в межтрубное пространство прибор устанавливается ниже башмака на 10 - 15 м, а в случае закачки в трубное пространство - выше башмака на 3 - 5 м.*
<a id="p101306"></a>*3.3.2.59. Закачку пены в скважину необходимо начинать включением в работу сначала насоса, а затем компрессора.*
<a id="p101307"></a>*3.3.2.60. В процессе закачки пены производительность компрессора должна быть по возможности постоянной и равной номинальной.*
<a id="p101308"></a>*3.3.2.61. Во время закачки пены необходимо следить за давлением в газопроводе.*
<a id="p101309"></a>*Снижение давления (при увеличении его выше допустимых величин) проводится увеличением производительности насоса, а при достижении максимальной его производительности - уменьшением производительности компрессора.*
<a id="p101310"></a>*3.3.2.62. Для достижения минимального давления на забое разрешается переходить от закачки пены к закачке газа, если ожидаемая при этом нагрузка на обсадную колонну не превышает допустимую величину.*
<a id="p101311"></a>*3.3.2.63. Если предусматривается переход от закачки пены к закачке газа, то закачку газа следует начинать после достижения установившегося режима циркуляции пены с постоянным минимальным давлением на устье. Закачка газа производится в то же пространство (трубное или межтрубное), в которое закачивалась пена.*
<a id="p101312"></a>*3.3.2.64. Для упрощения перехода от закачки пены к закачке газа рекомендуется устанавливать на растворопроводе перед эжектором (аэратором) кран высокого давления, а пенопровод собирать из нагнетательных труб компрессора. В этом случае переход к закачке газа осуществляется в следующей последовательности: остановить компрессор, затем насос, снять давление с нагнетательных линий, закрыть кран около эжектора, при необходимости разобрать растворопровод и начать закачку газа.*
<a id="p101313"></a>*3.3.2.65. Продолжительность остановки во время закачки пены или перехода с пены на газ не должна превышать 30 минут для пен без добавки стабилизатора. По истечении указанного времени следует возобновить закачку пены или скважину открыть для снижения давления в ней до атмосферного.*
<a id="p101314"></a>*3.3.2.66. Продолжительность остановки может быть увеличена при применении опробованных пен со стабилизирующими добавками.*
<a id="p101315"></a>*3.3.2.67. По окончании процесса закачки пены следует остановить компрессор, отсоединить пенопровод и произвести выпуск пены из скважины без штуцирования при полном открытии задвижек.*
<a id="p101316"></a>*3.3.2.68. Выпуск пены разрешается производить одновременно из трубного и межтрубного пространства.*


#### <a id="p101317"></a>3.4. Требования безопасности при очистке призабойной зоны пласта


<a id="p101318"></a>3.4.1. Работы по очистке призабойной зоны пласта (ПЗП) осуществляются с целью повышения коэффициента гидропроводности ОП. Способ очистки зависит от коллекторских свойств объекта освоения, пластовых давлений, температуры и физико-механических свойств пластовых флюидов.
<a id="p101319"></a>3.4.2. Выбор минимального набора методов очистки ПЗП, последовательность и технология их осуществления для конкретного региона производится в рабочем проекте на строительство скважины совместно с геологической и технологической службами подрядчика на основании опыта работ по освоению ранее пробуренных скважин либо по результатам проведенного опорно-технологического испытания пластов и освоения скважин.
<a id="p101320"></a>3.4.3. Рекомендуемые методы воздействия на ПЗП для различных категорий пород приведены в табл. 7.

<div align="center">

<a id="p101321"></a>Таблица 7

<a id="p101322"></a>СПОСОБЫ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

</div>



<table>
<colgroup><col width="35%"><col width="25%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="4"><a id="p101324"></a>Способы</td><td rowspan="4">Глубина воздействия, м</td><td colspan="5">Характеристика коллектора</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101326"></a>карбонатные породы</td><td colspan="3">терригенные породы</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101329"></a>категория пород</td><td colspan="3">категория пород</td></tr>
<tr><td><a id="p101332"></a>III</td><td>IV</td><td>II</td><td>III</td><td>IV</td></tr>
<tr><td><a id="p101334"></a>Кислотные ванны</td><td><a id="p101335"></a>Фильтр и прифильтровая зона</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101337"></a>Кислотные обработки</td><td>До 40</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101339"></a>Газированная кислота</td><td>До 40</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101341"></a>Кислотная пена</td><td>До 40</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101343"></a>Гидропескоструйная перфорация</td><td>До 2</td><td></td><td></td><td></td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101346"></a>Гидроразрыв пласта</td><td>Десятки и сотни</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101348"></a>Кислотный гидроразрыв</td><td>Десятки и сотни</td><td>+</td><td>+</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101350"></a>Обработка растворителями</td><td>До 2</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101353"></a>Метод переменных давлений</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101356"></a>Обработка ПЗП поверхностно-активными веществами</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101360"></a>Импульсное воздействие на пласт безводным углеводородным раствором</td><td></td><td></td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101364"></a>Очистка созданием многократных высоких депрессий (струйный насос)</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101369"></a>Очистка созданием многократных депрессий испытателями пластов на трубах</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101374"></a>Воздействие на ПЗП пороховыми генераторами ПГД БК и аккумуляторами ЛДС давления</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td></td><td>+</td><td>+</td></tr>
<tr><td><a id="p101379"></a>Термохимическое воздействие</td><td></td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td><td>+</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101382"></a>Примечание. Составы и объемы кислотных растворов подбираются на основе лабораторных и промыслово-экспериментальных исследований согласно РД соответствующего способа.

<a id="p101383"></a>3.4.4. Проведение методов воздействия на ПЗП должно быть предусмотрено в рабочем проекте на строительство скважин.<br>
<a id="p101384"></a>3.4.5. При выборе способов воздействия на пласт, в продукции которого содержится сероводород, следует предусмотреть мероприятия, обеспечивающие охрану труда и противокоррозийную защиту подземного и наземного оборудования.<br>
<a id="p101385"></a>3.4.6. В случаях, когда отбором охватываются не все пласты, вскрытые перфорацией, и при значении коэффициента охвата менее 0,5 следует планировать поинтервальное (многократное) воздействие на ПЗП:

</div>

- <a id="p101386"></a>при глубине загрязнения пластов менее 0,5 м они перфорируются повторно гидропескоструйной перфорацией;
- <a id="p101387"></a>при поинтервальных обработках предпочтительно применять технологии с использованием временно блокирующих материалов;
- <a id="p101388"></a>при надежном разобщении пластов за обсадной колонной цементным стаканом используется технология с изоляцией интервалов пакерами или пробками из зернистого материала и перекрытие перфорационных отверстий шариками.
<a id="p101389"></a>3.4.7. В процессе проведения обработок максимальные внутренние давления по всей длине эксплуатационной колонны не должны превышать допустимых обсадной колонны на герметичность.
<a id="p101390"></a>3.4.8. Обработка скважин кислотами ведется под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному руководством предприятия.

##### <a id="p101391"></a>3.4.9 Перед началом кислотной обработки персонал, задействованный на работах, должен быть проинструктирован:

- <a id="p101392"></a>о свойствах кислоты;
- <a id="p101393"></a>о правилах техники безопасности при работе с кислотой, перевозке, сливе, мойке и очистке емкости;
- <a id="p101394"></a>о мерах в случае утечки кислоты;
- <a id="p101395"></a>о мерах оказания первой помощи;
- <a id="p101396"></a>о мерах по борьбе с пожаром и использованию средств пожаротушения.
<a id="p101397"></a>Результаты инструктажа заносятся в журнал инструктажа на рабочем месте.
<a id="p101398"></a>3.4.10. С целью удаления со стенок скважины и насосно-компрессорных труб остатков глинистой корки и окислов железа осуществляется прямая промывка ствола ингибированным 12% солянокислотным раствором в объеме 2 - 3 куб. м.
<a id="p101399"></a>Темп прокачки солянокислотного раствора выбирается из условия обеспечения скорости потока его в кольцевом пространстве 10 - 15 м в минуту. После выхода кислотного состава из затрубья проводится промывка ствола водным раствором поверхностно-активных веществ (ПАВ) 0,1 - 0,2% концентрации.
<a id="p101400"></a>Для очистки фильтра скважины устанавливается солянокислотная ванна (12% концентрации) с выдержкой 1,5 - 2 часа.
<a id="p101401"></a>3.4.11. Кислота должна транспортироваться в специально оборудованных кислотовозах или емкостях (булитах).
<a id="p101402"></a>3.4.12. Для размещения агрегатов, кислотовозов и другого оборудования на скважине должна быть спланирована площадка с уклоном не более 1,5 град.
<a id="p101403"></a>3.4.13. Емкости с кислотой устанавливаются на расстоянии 50 м от устья скважины. Расстояние между ними должно быть не менее 3 м.
<a id="p101404"></a>3.4.14. Не допускается установка кислотовозов, емкостей с кислотой и другого специального оборудования под действующими линиями электропередач.
<a id="p101405"></a>3.4.15. На крыше емкости, используемой для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое - для отвода ее паров. У отверстий должны быть козырьки или защитные решетки.
<a id="p101406"></a>3.4.16. При сливе кислоты из кислотовозов в емкости члены бригады должны находиться с наветренной стороны от места слива.
<a id="p101407"></a>3.4.17. Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками. Снимать щитки разрешается только во время ремонта.
<a id="p101408"></a>3.4.18. Нагнетательная линия закачки раствора кислоты опрессовывается на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. На линии должен быть установлен обратный клапан.
<a id="p101409"></a>3.4.19. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки раствора кислоты в скважину.
<a id="p101410"></a>При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.

##### <a id="p101411"></a>3.4.20 На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

<a id="p101412"></a>3.4.21. Для приготовления солянокислотного раствора из неразбавленной кислоты последнюю следует вливать в воду, а не наоборот.
<a id="p101413"></a>3.4.22. Заполнение емкостей кислотой следует производить с учетом ее теплового расширения.
<a id="p101414"></a>3.4.23. Кислотная обработка скважин должна производиться только в дневное время.
<a id="p101415"></a>3.4.24. Запрещается производить закачку кислоты при силе ветра более 12 м/с, тумане, сильном снегопаде.
<a id="p101416"></a>3.4.25. Во время выполнения операций с применением кислот запрещается нахождение на территории скважины посторонних лиц.
<a id="p101417"></a>3.4.26. После окончания работ по закачке кислоты в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть пресной водой.

##### <a id="p101418"></a>3.4.27 В случае приготовления газированных кислотных растворов и кислотных пен выполняют следующие операции:

- <a id="p101419"></a>готовят кислотный состав, загружая в емкости последовательно расчетное количество воды, концентрированной кислоты, ингибитора и стабилизатора кислотного раствора и перемешивая смесь насосными агрегатами с введением затем заданных количеств пенообразователя и стабилизатора;
- <a id="p101420"></a>одновременно насосными агрегатами и компрессором через аэратор на линии нагнетания прокачивают в скважину кислотный состав и газ (азотный, природный).

##### <a id="p101421"></a>3.4.28 Термокислотное воздействие на пласт проводится в 2 этапа.

<a id="p101422"></a>Первый этап - гидравлический разрыв пласта - проводится по схеме, описанной в [пункте 3.4.29](#p101423), при равномерной дозировке в песок 200 - 250 кг гранулированного магния а после ввода в трещины песка и магния проводится второй этап - закачка растворителя и соляной кислоты. Объем растворителя принимают 20 - 25 куб. м, а количество кислоты определяют по остаточной концентрации соляной кислоты после реакции ее с магнием, которую принимают равной 10 - 12%. При исходной концентрации соляной кислоты, равной 15% на 1 кг магния закачивается 70 - 100 литров 15% раствора, а на заданные условия процесса - 17,5 и 25 куб. м соответственно для 200 и 250 кг магния.

##### <a id="p101423"></a>3.4.29 Гидравлический разрыв пласта на скважинах проводится по следующей технологической схеме:

- <a id="p101424"></a>посредством закачки жидкости разрыва осуществляется раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при осуществлении процесса (падение давления при постоянном темпе закачки - образование искусственных трещин и рост расхода жидкости не пропорционально росту давления раскрытия - раскрытие естественных трещин).
<a id="p101425"></a>3.4.30. Закачкой 20 - 50 куб. м жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 куб. м/мин. проводится процесс развития образованных или раскрытых трещин. В качестве жидкостей разрыва для водонагнетательных скважин используют закачиваемую воду, раствор сульфит-спиртовой барды (ССБ) или воду с ПАВ и загущенную полимерами, а для нефтедобывающих - нефть, эмульсию или специальные жидкости для гидроразрыва пласта.
<a id="p101426"></a>3.4.31. Закачкой песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивают трещины гидроразрыва, обеспечивая сохранение их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия давления.
<a id="p101427"></a>Отработку технологии закрепления трещин песком предпочтительно начинать, ориентируясь на темпы закачки песчано-жидкостной смеси более 2 куб. м/мин., суммарный объем песка не менее 5 куб. м и концентрацию песка в жидкости 200 - 250 кг/куб. м, а в качестве жидкости - песконосителя использовать нефтекислотную эмульсию.
<a id="p101428"></a>Кислотные составы и нефтекислотные эмульсии в трещины гидроразрыва для их расклинивания закачивают в объемах не менее 50 куб. м при темпах закачки не менее 2 куб. м/мин.
<a id="p101429"></a>3.4.32. Термогазохимическое воздействие осуществляется специальной службой геофизики с использованием снарядов АДС-5 и АДС-6, масса заряда в которых зависит от толщины интервала обработки, но не превышает 300 кг. Порядок проведения термогазохимических обработок регламентирован.
<a id="p101430"></a>3.4.33. Охват пластов воздействием по их толщине повышают посредством проведения обработок по схемам поинтервального и многократного воздействия, заключающихся в последовательных обработках участков продуктивной толщи или заранее выбранного интервала методами кислотного воздействия, обработок растворителями, гидроразрыва или технологическим комплексом и отличающихся способами и приемами отсечения интервалов обработки от необрабатываемой продуктивной толщи (пакерами, пробками, отсекателями и закупоривающими шариками либо за счет перекрытия нежелаемых интервалов временно блокирующими материалами).
<a id="p101431"></a>3.4.34. Отсечение интервалов поинтервальной обработки внутри ствола скважины производится, как правило, в период подготовительных работ посредством спуска в скважину специальных устройств или насыпными пробками, а при использовании временно закупоривающих шариков их закачивают вместе с рабочим реагентом при многократных обработках или погружают в специальные устройства и спускают в интервал обработки при поинтервальном воздействии.
<a id="p101432"></a>3.4.35. Временно блокирующие материалы - вязкоупругие и упругопластичные разделители, сухая гранулированная ССБ, поваренная соль, нафталин или другой реагент транспортируются к зоне перекрытия потоком рабочих или вспомогательных жидкостей.
<a id="p101433"></a>При этом при первичных обработках целесообразно использовать 0,3 - 0,5 т временно блокирующего материала, дозируя 100 - 200 кг его в 1 куб. м рабочей жидкости, и применять для транспорта этих материалов жидкости, не растворяющие их. Признаком перекрытия интервала блокирующим материалом является рост давления закачки при постоянном темпе нагнетания смеси.
<a id="p101434"></a>3.4.36. При приготовлении растворов и смесей загрузка жидких и особо вредных химических реагентов должна быть автоматизирована, включая использование специальных дозирующих устройств.
<a id="p101435"></a>3.4.37. Химические вещества должны поступать в исправной таре или упаковке с полным комплектом сопроводительной документации, оформленной в установленном порядке.
<a id="p101436"></a>3.4.38. Места хранения химических веществ должны быть оборудованы стеллажами или герметичной тарой, а также снабжены инвентарем, приспособлениями и средствами индивидуальной защиты, необходимыми при работе с химическими веществами и оказании первой помощи при ожогах и отравлении.
<a id="p101437"></a>3.4.39. Особо опасные и вредные химические реагенты и вещества должны храниться в запирающихся сухих складских помещениях в соответствии с паспортом или инструкцией по их применению. На емкостях несмываемой краской должно быть нанесено название реагента и надпись "ЯД".
<a id="p101438"></a>3.4.40. Иметь на рабочей площадке необходимый объем содового раствора, защитные дерматологические средства и аптечки для оказания первой доврачебной помощи при работе с кислотами.
<a id="p101439"></a>3.4.41. С целью недопущения загрязнения водоемов и источников питьевой воды кислотными растворами и пенообразующей жидкостью жидкость и пену, выходящие из скважины, необходимо подавать в нефтесборный коллектор или накопительную (приемную) емкость для последующего сброса в систему сбора и закачивания в пласты промысловых сточных вод.
<a id="p101440"></a>3.4.42. При освоении скважины следует учитывать возможную необходимость ее глушения в случае развившегося фонтанирования и отсутствия возможности подачи нефти и газа в коллектор.
<a id="p101441"></a>Для глушения скважины могут быть использованы цементировочные и другие насосные агрегаты, применяемые при освоении.
<a id="p101442"></a>3.4.43. При отрицательной температуре окружающего воздуха следует применять подогретые жидкости и принять меры по исключению замерзания газопроводов, аэратора, эжектора и обратных клапанов. Подогрев осуществлять паром.


#### <a id="p101443"></a>3.5. Требования безопасности при глушении скважины


<a id="p101444"></a>3.5.1. Технологическое глушение скважин производится для ее консервации или ремонта, а также для проведения комплекса технологических операций (при спуске и подъеме оборудования, воздействии на пласт, перфорации и т.п.).

##### <a id="p101445"></a>3.5.2 Глушение скважины производится обратной промывкой.

<a id="p101446"></a>3.5.3. Давление на устье скважины не должно превышать 90% от давления опрессовки колонны.
<a id="p101447"></a>3.5.4. Плотность раствора глушения выбирается из требований создания безопасных условий проводки скважины согласно п. 2.10.3 "Правил безопасности...".
<a id="p101448"></a>3.5.5. Заполнение НКТ раствором глушения следует проводить с убывающим расходом насосных агрегатов, стремясь к максимальному соответствию требованиям [п. 3.5.4](#p101447) настоящей Инструкции.
<a id="p101449"></a>3.5.6. Для обеспечения требуемой величины забойного давления устье НКТ при необходимости оборудуется регулируемым штуцером.
<a id="p101450"></a>3.5.7. Объем раствора глушения должен составлять не менее двух объемов скважины.

##### <a id="p101451"></a>3.5.8 При возникновении открытых нефтяных и газовых фонтанов на буровой необходимо:

- <a id="p101452"></a>прекратить все работы в загазованной зоне и вывести из нее людей;
- <a id="p101453"></a>остановить двигатели внутреннего сгорания;
- <a id="p101454"></a>отключить силовые и осветительные линии электропередач, которые могут оказаться на загазованных участках;
- <a id="p101455"></a>потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины.
<a id="p101456"></a>На границе территории должны быть установлены запрещающие знаки, а при необходимости и посты охраны:
- <a id="p101457"></a>ввести для увлажнения фонтанирующей струи и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные производственные агрегаты, установленные за пределами загазованной зоны, и средства пожаротушения в целях предупреждения загорания фонтана;
- <a id="p101458"></a>сообщить о случившемся руководству предприятия и вызвать на буровую военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и медицинскую службу;
- <a id="p101459"></a>соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопроводы для перекачки нефти в закрытую емкость.
<a id="p101460"></a>3.5.9. Работы по ликвидации нефтегазопроявлений при освоении должны вестись в соответствии с разработанным планом под руководством специалистов противофонтанной службы.


#### <a id="p101461"></a>3.6. Требования безопасности при утилизации нефти и газа в случае освоения поисково-разведочной скважины


<a id="p101462"></a>3.6.1. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Освоение поисковых и разведочных скважин в этих условиях допускается кратковременно при сжигании продукции в виде газа (или попутного газа) на факельной установке.
<a id="p101463"></a>При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация отходов в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.
<a id="p101464"></a>3.6.2. С целью освоения скважины устанавливается сепаратор и емкости для сбора флюида или он направляется в нефтесборную сеть. Применение гибких рукавов в обвязке устья сепаратора и емкостей запрещается.
<a id="p101465"></a>3.6.3. Система сбора, сепарации, замеров дебита и транспорта нефти и газа должна подготавливаться с учетом соблюдения герметизации всего технологического процесса.
<a id="p101466"></a>3.6.4. Фонтанная арматура должна быть соединена с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные направления. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.
<a id="p101467"></a>Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое максимальное давление.
<a id="p101468"></a>Отводы должны быть закреплены к бетонным или металлическим забетонированным стойкам, при этом повороты и провисания исключаются. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.
<a id="p101469"></a>3.6.5. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
<a id="p101470"></a>Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами.
<a id="p101471"></a>3.6.6. Сепараторы установок для исследования скважины до пуска в работу периодически в процессе эксплуатации и после ремонта должны подвергаться техническому освидетельствованию в соответствии с Правилами устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
<a id="p101472"></a>3.6.7. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов.
<a id="p101473"></a>3.6.8. Все действия с задвижками, а также включение установок в работу производятся только с ведома лица, ответственного за освоение скважины.


### 4. <a id="p101474"></a>ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЕ



#### <a id="p101475"></a>4.1. Общие требования


<a id="p101476"></a>4.1.1. Настоящая Инструкция отражает требования, предъявляемые к строительству скважин в зонах наличия многолетнемерзлых пород (ММП), а также рассматривает вопросы, связанные с сохранением скважин при их консервации в этих условиях. Инструкция является дополнением к "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности".
<a id="p101477"></a>4.1.2. С целью учета геокрилогических и геолого-технических особенностей при разработке нефтяных месторождений, расположенных в зонах ММП, могут быть разработаны дополнительные требования с учетом решения конкретных вопросов для данного района, не предусмотренных данной Инструкцией. Эти требования должны быть утверждены в установленном порядке по согласованию с местным органом Госгортехнадзора России.
<a id="p101478"></a>4.1.3. В рабочем проекте на строительство скважин в условиях ММН должны быть предусмотрены технические и технологические решения, направленные на сохранение скважины на весь период ее эксплуатации. Изменения проектных решений подлежат согласованию с разработчиком проекта и управлением округа.
<a id="p101479"></a>4.1.4. В случае потери устойчивости крепи скважины в зоне ММП, могущей привести к ликвидации скважины, необходимо приостановить работы на скважине и принять меры по выявлению причин и устранению осложнения. Возникшее осложнение должно быть расследовано с составлением акта.


#### <a id="p101480"></a>4.2. Выбор площадок под строительство скважин


<a id="p101481"></a>4.2.1. Выбору места заложения одиночных и кустовых скважин должны предшествовать проектно-изыскательские работы с целью определения геокрилогических характеристик и устойчивости многолетнемерзлых пород.
<a id="p101482"></a>4.2.2. Технология строительства скважин в зонах распространения ММП должна выполняться с учетом мерзлотных климатических условий данной территории на основании детальных мерзлотных карт, отражающих температуру, мощность, льдистость, устойчивость всего разреза ММП.
<a id="p101483"></a>4.2.3. Для изучения геокрилогических условий верхней, высокольдистой и неустойчивой при растеплении части интервала ММП на площадке, намеченной для бурения скважин, должна быть пробурена специальная наблюдательная скважина глубиной 30 - 60 м.
<a id="p101484"></a>4.2.4. Размещение скважин должно осуществляться на устойчивых участках.
<a id="p101485"></a>4.2.5. На просадочных мерзлых породах должно предотвращаться растепление и усадка грунта под основаниями буровых установок путем сооружения фундаментов в виде песчано-гравийной отсыпки высотой 1,0 - 2,0 м и более и (или) устройства свайных фундаментов под тяжелое оборудование.
<a id="p101486"></a>4.2.6. Планировка и отсыпка площадки под буровую установку должна производиться только в зимнее время при глубине замерзания грунта 0,3 - 0,4 м.
<a id="p101487"></a>4.2.7. Площадка под буровые не должна мешать естественному водостоку. Вокруг площадок должен делаться дренаж. Не допускается сток промышленных вод под площадку.
<a id="p101488"></a>4.2.8. Подъездные пути к площадке должны обеспечивать возможность работы транспорта в течение круглого года.
<a id="p101489"></a>4.2.9. Для обеспечения нормальной работы бурового оборудования должен осуществляться постоянный контроль за возможной просадкой фундаментов. В случае просадки фундаментов бурение скважин должно быть прекращено до выяснения причин и устранения возникшей от просадки опасности.
<a id="p101490"></a>4.2.10. При невозможности строительства кустовых площадок на проектных точках разрешается смещение куста скважин на устойчивый участок местности с учетом максимально технически допустимого отклонения устья скважины от забоя.
<a id="p101491"></a>4.2.11. С целью максимального использования площадки для бурения скважин рекомендуется применять буровые установки специальной компоновки, согласованной с Госгортехнадзором России.


#### <a id="p101492"></a>4.3. Выбор конструкции скважин


<a id="p101493"></a>4.3.1. Конструкция скважин должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих средств и технологических решений.
<a id="p101494"></a>4.3.2. Выбор конструкции скважин в зонах залегания ММП должен определяться назначением скважины, геокрилогическими условиями, суточным дебитом, температурой, давлением и физико-механическими свойствами извлекаемой нефти и газа.
<a id="p101495"></a>4.3.3. В ММП с льдистостью, равной или более 0,3 м, и мощностью от 10 до 20 м строительство скважин ведется по конструкциям, предусматривающим охлаждение заколонного пространства.
<a id="p101496"></a>4.3.4. Для обеспечения устойчивости приустьевой зоны скважин должно осуществляться охлаждение заколонного пространства путем оборудования устья скважины термоизолированным шахтовым направлением.
<a id="p101497"></a>4.3.5. Шахтовое направление в комплекте с охлаждающей системой может работать в режимах насосного и термосифонного охлаждения. В качестве хладоносителя при принудительной циркуляции применяется 40% водный раствор этиленгликоля или хлористого кальция.
<a id="p101498"></a>При термосифонной циркуляции в качестве хладагента необходимо применять аммиак.
<a id="p101499"></a>4.3.6. Для перекрытия песчаных пород, склонных к кавернообразованию, верхняя часть ММП должна изолироваться обсадной колонной (направлением). Башмак направления устанавливается в глинистых отложениях с заглублением в них не менее чем на 5 м.
<a id="p101500"></a>4.3.7. Глубина спуска направления при наличии реликтовой мерзлоты определяется в соответствии с технологическими регламентами на крепление скважин в данном районе.
<a id="p101501"></a>4.3.8. Глубина спуска кондуктора должна определяться из расчета перекрытия толщи неустойчивых при протаивании пород криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород не менее чем на 50 м в устойчивых отложениях.
<a id="p101502"></a>4.3.9. Для предотвращения смятия колонн в скважине в интервалах, где температура ММП -3 град. C и ниже, должны использоваться высокопрочные обсадные трубы. Кровля и подошва ММП должны перекрываться не менее чем на 20 м.
<a id="p101503"></a>4.3.10. Цементирование промежуточных и эксплуатационных колонн скважин с активным охлаждением заколонного пространства должно производиться тампонажными растворами с низкой теплопроводностью.
<a id="p101504"></a>4.3.11. В инвервале ММП кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны должны оборудоваться пружинными центраторами.


#### <a id="p101505"></a>4.4. Технология бурения скважин


<a id="p101506"></a>4.4.1. При бурении наклонно направленных скважин набор зенитного угла наклонного ствола следует производить в интервале залегания устойчивых к разрушению пород. Ствол скважины в интервале залегания ММП преимущественно должен быть вертикальным.
<a id="p101507"></a>4.4.2. Бурение под направление до глубины 20 - 30 м необходимо вести шнеком без промывки для предупреждения растепления ММП. При обнаружении размыва ММП за направлением буровые работы должны быть прекращены и приняты меры для его ликвидации.
<a id="p101508"></a>4.4.3. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимеры - глинистые и биополимерные растворы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долото диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.
<a id="p101509"></a>4.4.4. Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости для бурения скважин в зоне распространения ММП.
<a id="p101510"></a>4.4.5. В процессе бурения скважины в интервале ММП должен быть обеспечен контроль и регулирование температуры промывочной жидкости на входе и выходе из скважины и контроль температуры ММП в скважине. Температура промывочной жидкости должна соответствовать оптимальным значениям. Для ее регулирования целесообразно сокращение объема циркулирующего раствора.
<a id="p101511"></a>4.4.6. Для предотвращения растепления, размыва приустьевой зоны скважины стекающим или выходящим из скважины буровым раствором устье должно быть оборудовано устройствами для сбора и отвода бурового раствора.
<a id="p101512"></a>4.4.7. Очистку бурового раствора от шлама производить путем использования 3-ступенчатой системы очистки (вибросито - гидроциклонный пескоотделитель - илоотделитель).
<a id="p101513"></a>4.4.8. Поддержание заданных параметров бурового раствора осуществляется регулированием количества глинистой фазы в растворе и постоянной его химической обработкой для предупреждения кавернообразования.
<a id="p101514"></a>4.4.9. Способы и режимы бурения ММП должны обеспечивать устойчивость ствола скважины.
<a id="p101515"></a>4.4.10. В качестве породоразрушающего инструмента рекомендуется применять гидромониторные долота с фрезерным зубом типа М-ГВ.
<a id="p101516"></a>4.4.11. Компоновка низа бурильной колонны, расширение ствола скважины, режим бурения, режим работы буровых насосов при разбуривании ММП выбираются исходя из обеспечения устойчивости ствола скважины.
<a id="p101517"></a>4.4.12. После проходки скважины через ММП необходимо следить за состоянием ствола скважины с помощью кавернометрии.


#### <a id="p101518"></a>4.5. Крепление скважин


<a id="p101519"></a>4.5.1. Выбор тампонажных материалов должен производиться в зависимости от геокрилогических характеристик разреза, величины градиента давления гидроразрыва пласта, назначения и глубины спуска обсадной колонны.
<a id="p101520"></a>4.5.2. Цементирование колонн в интервалах ММП должно производиться тампонажным раствором соответствующей плотности на основе портландцемента для холодных скважин.
<a id="p101521"></a>4.5.3. Для обеспечения нормального схватывания и предотвращения замерзания цементного раствора в жидкость затворения добавляется раствор хлористого кальция.
<a id="p101522"></a>4.5.4. Для предотвращения образования зазора между колонной и цементным камнем температура колонны должна быть минимально возможной.
<a id="p101523"></a>4.5.5. В устойчивом интервале ММП кондуктор должен цементироваться тампонажным раствором нормальной или повышенной плотности 1,8 - 1,9 т/куб. см, а верхняя его часть облегченным тампонажным раствором с добавками перлита, вермикулита.
<a id="p101524"></a>4.5.6. Тип и рецептура раствора для цементирования промежуточных и эксплуатационных колонн должны выбираться в соответствии с регламентами на крепление скважин для данных конкретных условий.
<a id="p101525"></a>4.5.7. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8 - 10 град. C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.
<a id="p101526"></a>4.5.8. Для снижения радиуса растепления ММП и формирования прочного сцепления цементного камня с колонной и породой при малом перепаде температуры в межколонном пространстве необходимо использование пластифицированных тампонажных растворов с комплексной добавкой хлорида кальция.
<a id="p101527"></a>4.5.9. Для предупреждения возникновения избыточного давления в процессе обратного промерзания оттаявших пород при цементировании колонн в интервале ММП в качестве буферной жидкости необходимо использовать незамерзающие жидкости.
<a id="p101528"></a>4.5.10. Качественно зацементированными колоннами считаются колонны, за которыми цемент поднят до устья скважины, и выполняются требования по качеству цементирования в соответствии с регламентами строительства скважин в условиях ММП.
<a id="p101529"></a>4.5.11. Оценка качества цементирования колонн в интервале ММП должна производиться комплексным акустическим и термометрическим методами.


#### <a id="p101530"></a>4.6. Предупреждение смятия колонн в интервалах многолетнемерзлых пород при длительных простоях и консервации скважин


<a id="p101531"></a>4.6.1. Набор мероприятий по предупреждению смятия колонн в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном пространстве замерзающей жидкости.

##### <a id="p101532"></a>4.6.2 Для снижения вероятности смятия обсадных колонн при креплении скважин должны выполняться следующие требования:

- <a id="p101533"></a>колонны в интервале ММП должны оборудоваться центрирующими устройствами, обеспечивающими концентричное расположение колонн во всем интервале ММП;
- <a id="p101534"></a>тампонажные растворы должны быть седиментационно устойчивы и не расслаиваться с образованием водяных поясов;
- <a id="p101535"></a>колебание плотности закаченных цементных растворов не должно превышать +0,3 г/куб. см, а облегченных +0,5 г/куб. см;
- <a id="p101536"></a>при цементировании колонн в интервале ММП прямым способом должен быть обеспечен выход тампонажного раствора на устье скважины;
- <a id="p101537"></a>использование двухстенных направлений в интервале ММП, теплоизолируемых полиуретаном для предотвращения растепления пород в процессе бурения под кондуктор.
<a id="p101538"></a>4.6.3. Прочность крепи на смятие на всем интервале ММП должна выдерживать максимальные давления, которые могут возникнуть при полном восстановлении температур мерзлых пород в данной скважине.
<a id="p101539"></a>4.6.4. Перечень мероприятий по предупреждению смятия колонн должен разрабатываться предприятием - исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием, противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.
<a id="p101540"></a>4.6.5. В процессе простоя скважин должен осуществляться периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами, при наличии в крепи замерзающих жидкостей.
<a id="p101541"></a>В случае падения температуры крепи до опасных значений необходимо обеспечивать периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение управляемого замораживания без перфорации.
<a id="p101542"></a>4.6.6. В деле скважины должны быть полностью оформленные документы по каждой колонне, перекрывающей ММП: тампонажная карточка, диаграммы всех основных параметров процесса цементирования, акт об установке на колонне цементирующих устройств с указанием места их расположения, акт об определении водоотделения и сроков схватывания пробы тампонажного раствора, обработанной на устье скважины в момент завершения процесса цементирования, диаграмма геостатической температуры ММП на данной площади, сведения о прочности крепи на смятие в интервале ММП.


### 5. <a id="p101543"></a>ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН КУСТАМИ



#### <a id="p101544"></a>5.1. Общие положения


<a id="p101545"></a>5.1.1. В настоящей Инструкции регламентированы специфические требования безопасности работ, обусловленные технологическими особенностями кустового строительства нефтяных скважин в условиях одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации.
<a id="p101546"></a>По вопросам, не затронутым в Инструкции, необходимо руководствоваться действующими в нефтяной промышленности нормативными документами.
<a id="p101547"></a>Неотъемлемой частью Инструкции должны быть типовые проекты на строительство скважин в кусте и организация работ, согласованные с Госгортехнадзором России.
<a id="p101548"></a>5.1.2. Действие настоящей Инструкции распространяется на нефтяные месторождения Западной Сибири, разбуриваемые кустовым способом, за исключением высокопродуктивных месторождений с аномально высоким давлением.
<a id="p101549"></a>5.1.3. Кустом следует считать группу скважин, устья которых расположены на специальной площадке и удалены от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м.
<a id="p101550"></a>Количество скважин в кусте задается проектом разработки месторождения и должно определяться исходя из технических и технологических условий и возможностей.
<a id="p101551"></a>5.1.4. Суммарный свободный дебит одного куста скважин принимается не выше 4000 т/сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 куб. м / куб. м.
<a id="p101552"></a>Скважины куста с фонтанной добычей должны быть оборудованы устьевыми клапанами - отсекателями.
<a id="p101553"></a>5.1.5. Скважины куста располагаются на площадке по одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускается размещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м.
<a id="p101554"></a>Количество скважин в группе не должно превышать 8.
<a id="p101555"></a>5.1.6. Размеры кустовых площадок, а также размещение на площадках устьев скважин и оборудования определяются проектами, разработанными территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами и другими компетентными организациями и прошедшими экспертизу в Минприроде России.
<a id="p101556"></a>Проектами должно предусматриваться размещение технологического оборудования на площадках при различных способах эксплуатации скважин в кусте и специальной техники для ликвидации возможных аварийных ситуаций, а также мероприятия по противопожарному обеспечению, эвакуации людей и защите окружающей среды.
<a id="p101557"></a>5.1.7. В процессе строительства куста допускается последовательное освоение и ввод в эксплуатацию пробуренных скважин, удаленных от устья скважины, находящейся в бурении, на расстоянии не менее 50 м (исходя из условий свободного размещения вблизи буровой установки передвижного агрегата для освоения и ремонта скважин).
<a id="p101558"></a>5.1.8. Отдельные скважины куста после освоения вводятся в эксплуатацию рабочими комиссиями, а куст в целом - государственной комиссией в соответствии с утвержденным порядком.
<a id="p101559"></a>5.1.9. Инженерно-технические работники и рабочие, осуществляющие бурение, освоение и эксплуатацию скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, проходят специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и действующих в нефтяной и газовой промышленности правил.
<a id="p101560"></a>Обучение и проверка знаний проводится в соответствии с "Положением о порядке проверки знаний, правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России" и "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности".
<a id="p101561"></a>Программа и объем инструктажа по видам работ разрабатываются службой техники безопасности предприятия.
<a id="p101562"></a>Проверяет знания и допускает к работам комиссия под председательством главного инженера предприятия.
<a id="p101563"></a>5.1.10. В случае затопления площадки куста выше колонного фланца паводковыми водами буровые работы, освоение и ремонт скважин не допускаются, а эксплуатация скважин ведется по особому плану, утвержденному руководством предприятия и согласованному с военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и местными органами госгортехнадзора.


#### <a id="p101564"></a>5.2. Общие требования


<a id="p101565"></a>5.2.1. Все работы на кустовой площадке должны выполняться по совмещенному плану-графику, согласованному с организациями-соисполнителями, который устанавливает территориальные и оперативные разграничения между структурными подразделениями.
<a id="p101566"></a>5.2.2. Права, обязанности и ответственность работников, занятых на строительстве куста скважин, должны быть изложены в должностных инструкциях, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

##### <a id="p101567"></a>5.2.3 Ответственным руководителем работ на кусте назначается:

- <a id="p101568"></a>до бурения первой скважины - прораб вышкомонтажной бригады;
- <a id="p101569"></a>с момента бурения первой скважины - представитель УБР;
- <a id="p101570"></a>с момента ввода в эксплуатацию первой скважины - представитель НГДУ.

##### <a id="p101571"></a>5.2.4 Ответственный руководитель выдает разрешения на следующие виды работ:

- <a id="p101572"></a>электрогазосварку;
- <a id="p101573"></a>передвижку буровой установки;
- <a id="p101574"></a>перфорацию, освоение и ремонт скважин;
- <a id="p101575"></a>монтаж передвижных агрегатов;
- <a id="p101576"></a>обвязку и подключение скважин.
<a id="p101577"></a>На каждый из указанных видов работ должен быть получен наряд-допуск.
<a id="p101578"></a>5.2.5. Ликвидация аварий, связанных с нефтегазопроявлениями или открытым фонтанированием, должна производиться под руководством штаба по ликвидации аварии, согласно индивидуальному плану.
<a id="p101579"></a>При нефтегазопроявлениях и открытом фонтанировании все работы на кустовой площадке, включая добычу нефти, должны быть прекращены до ликвидации аварии.
<a id="p101580"></a>5.2.6. Система водоснабжения буровой установки должна предусматривать возможность аварийного орошения (продолжительностью не менее 1 ч) устьевого оборудования действующих скважин до подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу или к другому водоисточнику. Для этого в каждом НГДУ на разбуриваемом месторождении необходимо иметь комплект сборно-разборного трубопровода с передвижной насосной станцией.
<a id="p101581"></a>Схема подачи воды на куст утверждается главным инженером НГДУ до начала разбуривания куста.
<a id="p101582"></a>5.2.7. Затрубное пространство каждой скважины должно быть оборудовано отводом с задвижкой, манометром и соединением для быстрого подключения к цементировочному агрегату. Для этого на кусте необходимо иметь инвентарный комплект трубок и тройников.
<a id="p101583"></a>Схема и технические условия оборудования устья скважин должны быть утверждены предприятием и согласованы с военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
<a id="p101584"></a>5.2.8. Электрогазосварочные работы должны производиться с соблюдением требований "Правил техники безопасности и производственной санитарии при электросварочных работах", "Правил техники безопасности и производственной санитарии при производстве ацетилена, кислорода и газопламенной обработки металлов", "Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей", "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", "Правил устройства электроустановок", "Правил пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ на объектах народного хозяйства" и "Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности".
<a id="p101585"></a>О проведении огневых работ должны оповещаться все действующие на кусте смежные подразделения. Перед началом и во время проведения огневых работ на бурящихся и эксплуатационных скважинах службами управления буровых работ (УБР) и НГДУ должен осуществляться контроль за состоянием загазованности воздушной среды, а места отбора проб должны указываться в разрешении на огневые работы. Ответственность за безопасное ведение огневых работ несут представители УБР и НГДУ в соответствии с [п. 5.2.3](#p101567).
<a id="p101586"></a>Запрещаются электрогазосварочные работы, не связанные с монтажом, демонтажом и ремонтом оборудования и коммуникаций:
- <a id="p101587"></a>на расстоянии менее 20 м от канализационных нефтяных колодцев, стоков и нефтепродуктов;
- <a id="p101588"></a>в складских помещениях, где хранятся легковоспламеняющиеся горючие материалы.
<a id="p101589"></a>5.2.9. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания буровой установки, тракторов, подъемных и цементировочных агрегатов, цементосмесителей и др. техники должны быть оснащены искрогасителями, отвечающими требованиям пожарной безопасности и охраны окружающей среды.
<a id="p101590"></a>5.2.10. Порядок передвижения всех видов транспортных средств на площадке устанавливается проектом и контролируется ответственным руководителем работ. При этом должны быть предусмотрены пути их эвакуации в аварийных ситуациях.
<a id="p101591"></a>5.2.11. При производстве работ на кусте буровые и вышкомонтажные бригады, а также бригады по освоению должны быть обеспечены устойчивой двухсторонней радио- или телефонной связью с центральным диспетчерским пунктом и первичными средствами тушения пожара, в т.ч. не менее двух огнетушителей ОП-5 и одного ОП-100 или ОП-50.
<a id="p101592"></a>5.2.12. Курение на территории площадки разрешается только в специально отведенных местах.


#### <a id="p101593"></a>5.3. Строительно-монтажные работы, бурение скважин и передвижение буровой


<a id="p101594"></a>5.3.1. В соответствии с проектом к кустовой площадке прокладываются дорога и подъезды (по одному с 2-х противоположных сторон площадки), обеспечивающие круглогодичный проезд автотранспорта и специальной техники. Расстояние от границ площадки до внутрипромысловой дороги должно быть не менее 50 м.
<a id="p101595"></a>5.3.2. На территории куста должны быть обозначены табличками места складирования материалов и оборудования, а также определены знаками и указателями стоянки спецтранспорта, зоны проезда и разгрузки грузов.
<a id="p101596"></a>Для размещения пожарной техники на площадке следует предусмотреть резервный участок размером не менее 20 x 20 м.
<a id="p101597"></a>5.3.3. Обустройство куста (строительство кустовой площадки, амбаров, подъездных дорог, трубопровода для сбора нефти, ЛЭП и т.д.) должно быть завершено до начала бурения 1 скважины. Куст должен быть принят рабочей комиссией.
<a id="p101598"></a>5.3.4. Бытовые и служебные помещения на территории куста должны быть оборудованы в соответствии с требованиями пожарной безопасности и расположены от устья бурящейся скважины на расстоянии не менее высоты вышки плюс 10 м.
<a id="p101599"></a>5.3.5. Бурение скважин в кусте должно осуществляться в соответствии с техническими проектами на строительство скважин.
<a id="p101600"></a>5.3.6. Контроль за состоянием загазованности воздушной среды при проведении огневых работ на бурящихся скважинах обеспечивается УБР.
<a id="p101601"></a>Постоянный контроль газовоздушной среды проводится на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоке очистки бурового раствора и блоке резервуаров.
<a id="p101602"></a>5.3.7. Передвижение вышечно-лебедочного блока буровой или установки в целом на очередную позицию в кусте производится звеном вышкомонтажников.
<a id="p101603"></a>5.3.8. При передвижении буровой, а также при аварийных работах на буровой, связанных с нагружением вышки (расхаживанием инструмента), и при испытании вышки должны быть прекращены работы по освоению соседних скважин, расположенных в пределах опасной зоны (высота вышки +10 м). При этом люди с этих скважин выводятся в безопасное место.
<a id="p101604"></a>Работы по бурению скважины на кусте и эксплуатации действующих скважин при выполнении продувки скважин компрессором, различного рода опрессовок трубопроводов, манифольдов высокого давления, паровых котлов и т.п. прекращаются только в случае создания помех для выполнения перечисленных работ.
<a id="p101605"></a>При авариях с открытыми изливами нефти и газа (фонтанирование) все работы на кусте, включая добычу нефти, должны быть прекращены, а скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, заглушены.
<a id="p101606"></a>5.3.9. Ликвидация аварий, связанных с газонефтепроявлениями или открытым фонтанированием, эвакуация обслуживающего персонала должны производиться в соответствии с "Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов" и ППВА. Для каждой площадки кустовых скважин НГДУ составляет индивидуальный план ликвидации возможных аварий и эвакуации людей, согласованный с местными службами госгортехнадзора, госпожнадзора и военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.


#### <a id="p101607"></a>5.4. Освоение, эксплуатация и ремонт скважин


<a id="p101608"></a>5.4.1. На все время прострелочных работ вокруг скважины устанавливается опасная зона в радиусе не менее 10 м.
<a id="p101609"></a>В остальном при перфорации скважин в кусте следует руководствоваться "Едиными [правилами](https://bukva.ai/docs/pravila-6-gosgortehnadzor-rossii) безопасности при взрывных работах", "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и "Техническими требованиями на подготовку скважин к проведению геолого-технического контроля и осуществлению геохимических, геофизических и гидродинамических исследований в бурящихся скважинах".
<a id="p101610"></a>5.4.2. Перед непосредственным выполнением прострелочных работ должны быть проверены качество изоляции электросетей и заземление оборудования. Перфорация скважины должна производиться с помощью приставки УБ-38.
<a id="p101611"></a>Готовность скважин к перфорации должна оформляться специальным актом.
<a id="p101612"></a>5.4.3. Освоение скважин в кусте, независимо от способа их эксплуатации, должно производиться согласно плану, разработанному УБР и утвержденному главным инженером НГДУ.

##### <a id="p101613"></a>5.4.4 Освоение скважин производится специализированными бригадами в объеме:

- <a id="p101614"></a>промывка, геофизические работы, перфорация, спуск НКТ, установка фонтанной арматуры, промывка на воду и нефть, сдача скважины НГДУ по акту в соответствии с установленным регламентом;
- <a id="p101615"></a>подключение освоенных скважин к коммуникациям сбора нефти осуществляется НГДУ.

##### <a id="p101616"></a>5.4.5 Освоение скважин воздухом запрещается.

<a id="p101617"></a>5.4.6. После спуска НКТ, установки устьевой арматуры и проверки ее на герметичность все задвижки должны быть закрыты. На фонтанной арматуре устанавливаются манометры, а на всех отводах и задвижках - фланцевые заглушки.
<a id="p101618"></a>5.4.7. Устья скважин в кусте должны быть оборудованы (в зависимости от способа эксплуатации) типовой арматурой, а их колонные фланцы - расположены на уровне земли.
<a id="p101619"></a>5.4.8. С вводом в эксплуатацию первой скважины должен быть разработан график контроля состояния загазованности воздушной среды всего куста. График и контроль загазованности ведется силами НГДУ под общим руководством работ на кусте.
<a id="p101620"></a>5.4.9. После окончания бурения и освоения нефтяных скважин кустовая площадка должна быть освобождена от лишнего оборудования и материала, выкидные и нагнетательные трубопроводы, силовые кабели и другие коммуникации должны быть уложены в грунт или на эстакады, составлена схема коммуникаций, установлены таблички и указатели трубопроводов и кабелей.
<a id="p101621"></a>5.4.10. Подземный и капитальный ремонт скважин должен производиться по плану, утвержденному главным инженером управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин и согласованному с НГДУ. Если бригады капитального ремонта скважин находятся в составе НГДУ, то планы ремонта утверждаются главным инженером НГДУ.
<a id="p101622"></a>5.4.11. При ремонте скважин должны быть приняты меры против разлива нефти и отходов нефтепродуктов.
<a id="p101623"></a>5.4.12. Запрещается нахождение в пределах установленных запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ на них.



<a id="p101624"></a>

---