2.7.2.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.
2.7.2.10. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;
- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;
- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;
- скорости ветра более 20 м/с;
- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.
2.7.2.11. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.
2.7.2.12. При спуско-подъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;
- пользоваться перевернутым элеватором.
2.7.2.13. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб, должны исключать возможность раскачивания талевой системы.
2.7.2.14. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.
2.7.2.15. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.
2.7.2.16. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.
2.7.3. Буровые растворы
2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.
2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.
2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.
2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).
2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:
- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;
- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).
2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.
2.7.4. Крепление ствола скважины
2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.
2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.
2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.
2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.
2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.
2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.
Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.
2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.