Калыбеков Т
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
7.3. Требования безопасности при бурении скважин В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры: · вес на крюке с регистрацией на диаграмме; · плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале; · расход бурового раствора на входе и выходе из скважины; · давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале; · уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спускоподъемных операций; · крутящий момент на роторе при роторном способе 17 бурения. Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле зрения бурильщика. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться: · азимут и зенитный угол ствола скважины; · пространственное расположение ствола скважины; · взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту. Буровой организацией рекомендуется разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых аварий и осложнений. При длительных остановках или простоях скважин, во вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли, пластичные глины и т. п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора, а также проницаемых горизонтов. Аварийные работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и т. п.) должны проводиться по специальному проекту, разработанному и утвержденному совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию на проведение этого вида работ. 18 Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. При этом необходимо: · спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан; · загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки; ·ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга; · уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки; ·растормозить буровую и вспомогательную лебедки; · спустить воздух из пневмосистемы буровой установки; · слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны; · обесточить буровую установку (при дизельном приводе - перекрыть топливопровод); · обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в том числе путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор. 19 Скорости спускоподъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов). При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спускоподъемных операциях. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца. Запрещается проводить спускоподъемные операции при: · отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке; · неисправности спускоподъемного 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. 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. При спускоподъемных операциях запрещается: 20 · 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. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы. 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. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб. 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. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения. 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 21 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/см 2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см 2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см 3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений). Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений). 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/м 3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие 22 сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в том числе цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом- изготовителем. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается. 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. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора. 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 23 процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред. 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. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: · продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; · продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; · истощенные горизонты; · водоносные проницаемые горизонты; · горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; · интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; · интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять 24 соответственно не менее 150 и 500 м. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать: · превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; · исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора; · возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное 25 ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией , разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией. В целях обеспечения безопасности производства работ, при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке , при этом должны соблюдаться следующие расстояния: · от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров; · от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров; · между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метра. Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону. Р ез у ль т ат ы сп у с к а о б с а дн ой к ол он н ы и е е цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации , наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами. Все кондукторы , промежуточные и эксплуатационные колонны , несущие на себе противовыбросовое оборудование , после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины . Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси . Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе 26 минерализованную). В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м 3 /т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см 2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке оценивается не по падению давления, а по 27 отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: · герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее; · вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность; · подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия; · срезания бурильной колонны; · контроля за состоянием скважины во время глушения; · расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее 28 прихвата; · спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть: · для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м 3 /т - не менее 30 м; · для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м 3 /т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м. На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см 2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной 29 опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты: · основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте; · вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: · 50 кгс/см 2 (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см 2 (21 МПа); · 100 кгс/см 2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см 2 (21 МПа). При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый 30 настил. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести: · инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА); · проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений; · учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией; · оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг 31 скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% , то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, 32 вспенивание и т. д.) и их устранению. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и при отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса специализированных организаций (служб). Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и; доливаемого в скважину раствора. Работа по ликвидации открытого фонтана должна |