10. Порядок расследования и учета аварий

Порядок расследования и учета аварий регламентируется Инструкцией по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ.

Все возникающие аварии должны расследоваться в течение 72 часов с момента их возникновения.

Аварии расследуются назначенной приказом буровой организации постоянно действующей комиссией. Для участия в расследовании аварии могут быть приглашены сотрудники научно-исследовательских организаций, заводов-изготовителей и других организаций.

Комиссия обязана: установить организационные и технические причины, вызвавшие аварию, и выявить конкретных виновников; наметить необходимые мероприятия по предупреждению подобных аварий в дальнейшем; составить и подписать акт об аварии в трех экземплярах по установленной форме.

Главный инженер объединения обязан:

• изучить обстоятельства, приведшие к возникновению аварии, и наметить меры по ее ликвидации;

• рассмотреть и утвердить в течение 3 суток Акт об аварии и дать заключение о рекомендуемых комиссией предложениях для предупреждения подобных аварий и мерам наказания к виновникам данной аварии.

Один экземпляр акта об аварии направляется в объединение; второй, при необходимости, – в научно-исследовательскую или проектную организацию, а третий – остается в делопроизводстве буровой организации.

В случае возникновения аварии в результате поставки некачественных оборудования, инструмента и материалов буровая организация обязана предъявить рекламацию заводу-изготовителю в соответствии с действующими положениями в установленные сроки.

По каждой аварии техническая служба под руководством главного инженера буровой организации принимает меры, обеспечивающие ликвидацию ее в кратчайшие сроки, для чего составляется план работ по ликвидации аварии с указанием сроков и ответственных исполнителей; назначается ответственный за выполнением плана работы; осуществляется контроль за ликвидацией аварии и необходимая помощь РИТС в выполнении намеченного плана работ.

Общее руководство и ответственность за своевременное принятие мер по ликвидации аварии возлагается на главного (старшего) инженера буровой организации.

Ответственный за выполнение плана работ по ликвидации аварии обязан организовать его осуществление в строгом соответствии с планом, требованиями техники безопасности и единых технических правил на бурение нефтяных и газовых скважин. Все изменения в плане работ должны быть согласованы с главным инженером организации.

Если по плану, составленному буровой организацией, авария не ликвидирована в течение 10 суток, то дальнейший план работ по ее ликвидации составляется объединением, а при продолжительности свыше 30 суток объединение представляет график ликвидации аварии в соответствующее управление министерства и ежемесячно сообщает о ходе работ по ликвидации аварии. Все распоряжения по ликвидации аварий или изменению плана работы передаются лицу, ответственному за их выполнение, в письменном виде. При работах в отдаленных районах допускается передача распоряжений по телефону или радио, но с обязательным последующим направлением письменного подтверждения.

Все аварии буровая организация регистрирует в журнале учета аварий в течение 24 часов со времени их возникновения. Регистрация аварий, учет, ведение и хранение документации по ним возлагаются на одного из инженерно-технических работников, назначаемого приказом по буровой организации. Правильное заполнение журнала учета аварий контролирует главный инженер буровой организации. Бухгалтерия подсчитывает суммарные затраты на ликвидацию аварий.

Плановый отдел буровой организации учитывает время работы, непосредственно затраченное на ликвидацию аварий, время простоев, вызванных ожиданием средств для ведения аварийных работ, а также другими причинами с момента возникновения аварии до конца ее ликвидации.

После ликвидации аварии на скважине (в течение 24 часов с момента начала ее ликвидации) составляется Акт о ликвидации аварии, который направляется в организацию, куда ранее был отправлен Акт об аварии.

Для правильной организации работ по предупреждению аварий на каждой буровой, время строительства которой превышает 1 месяц, должна быть составлена Профилактическая карта по безаварийному ведению работ. Выполнение рекомендаций карты проверяется ежемесячно.

Чтобы повысить знания буровых бригад и инженерно-технических работников и ознакомить их с состоянием аварийности в буровых организациях, с приказами и постановлениями вышестоящих организаций, мероприятиями по предупреждению аварий, новой техникой и технологией по их ликвидации, объединения должны организовывать постоянное обучение кадров.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ИНСТРУКЦИЯ по применению резьбовых сМазок

для соединения труб нефтяного сортамента

1. КОНТРОЛЬ РЕЗЬБ ПЕРЕД СПУСКОМ В СКВАЖИНУ

1.1. Ниппельная резьба труб и муфт при хранении должны быть защищена предохранительными кольцами с использованием консервационных смазок, которые рассчитаны на длительную и надежную защиту резьб от коррозии. Использование при хранении труб резьбовых уплотнительных смазок недопустимо, т.к. с течением времени может иметь место электрохимическая коррозия вследствие наличия в большинстве этих смазок порошков цветных металлов (меди, цинка, свинца и т.п.).

1.2. При поступлении труб от поставщика на скважину резьбы труб также должны быть защищены предохранительными кольцами. Если они оказываются ослабленными (недовернутыми), их следует отвернуть, очистить от смазки, грязи и ржавчины и проверить целостность резьбы. Очистка резьб от ржавчины во избежание нанесения царапин проводится с использованием щеток и дизельного топлива в качестве рабочего агента.

1.2.1. Меры предосторожности перед спуском труб в скважину.

1.2.2. Каждую трубу следует опускать или скатывать на приемный мост осторожно без ударов при наличии навернутого до отказа предохранительного кольца.

1.2.3. Подачу труб в буровую следует производить не допуская удара трубы о ротор и подкосы вышки.

1.2.4. Предохранительное кольцо снимается непосредственно перед посадкой трубы в муфту колонны.

2. ПОДГОТОВКА РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ К СВИНЧИВАНИЮ. ПРИМЕНЕНИЕ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ СМАЗОК

2.1. Герметизирующие смазки и материалы применяют согласно требований инструкции.

Зарубежные смазки, отвечающие требованиям стандарта АНИ 5А-2, применяют в соответствии с инструкциями фирмы-поставщика. Смазку необходимо наносить по всей окружности резьбы. Всякого рода добавки для разжижения смазок, не предусмотренные инструкциями, применять запрещается. Не допускается смешивание различных смазок.

2.2. Герметизирующий состав для конкретной скважины выбирают в зависимости от рабочих давлений и температур, а также климатических условий. Для работы в условиях низких температур окружающего воздуха рекомендуется отдавать предпочтение наиболее морозоустойчивым резьбовым смазкам P-402 и Р-113, а также фторопластовому уплотнительному материалу (ленте ФУМ).

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

2.3. Несамоотверждающиеся уплотнительные смазки.

2.3.1. Смазка Р-113 (ТУ 38-101-708-78).

Уплотнительная смазка Р-113 предназначена для герметизации и предотвращения износа, задиров и заедания резьбовых соединений деталей бурильной колонны (бурильных замков, утяжеленных бурильных труб, переводников, забойных двигателей и др.), подвергающихся частому разъеданию при наличии высоких удельных давлений на поверхности резьбы, а также для левых переводников, используемых для спуска обсадных колонн по частям, или хвостовиков.

Смазка Р-113 применяется при бурении скважин с температурами забоя до

200 С.

По сравнению с ранее применяемыми для этой цели смесями солидола или машинного масла с графитовым порошком или смазкой УС (ГОСТ 3333-80), смазка Р-113 обладает высокими антизадирными, антифрикционными и противоизносными свойствами, а также повышенной уплотнительной способностью и температуростойкостью. Смазка Р-113 свободно наносится на поверхность резьбовых соединений при температурах до -30 С.

2.3.2. Смазка Р-416

Уплотнительная смазка Р-416 однотипна со смазкой Р-113, отличается от нее составом жировой основы и более низкой термостойкостью и морозостойкостью. Предназначается для тех же целей, что и смазка Р-113, но в скважинах с температурами до 100 С.

2.3.3. Смазка P-402 (ТУ 38-101-708-78)

Уплотнительная смазка Р-402 предназначена для герметизации резьбовых соединений, подвергаемых немногократному или однократному свинчиванию и работающих в скважинах с температурами до 200 С:

а) обсадных, безмуфтовых труб со специальными конструкциями резьбовых соединений повышенной герметичности типа ТБО в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений;

б) насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80 в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. По сравнению с ранее используемыми для этой цели смазками - графитовыми, смесями белил, железного или свинцового сурика с олифой, смазка Р-403 обладает более высокими уплотнительными и антизадирными свойствами, также повышенной температуростойкостью. Смазка

P-402 свободно наносится на поверхность резьбовых соединений при температурах до минус 30 С.

2.3.4. Смазка Р-2 МВП (ТУ 38-101-332-6)

Уплотнительная смазка P-2MBП однотипна со смазкой Р-402, отличается от нее составом жировой основы и более низкой термостойкостью и морозостойкостью.

Предназначается для тех же целей, что и смазка Р-402, но в скважинах с температурами до 100 С.

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

2.4. В результате длительного хранения смазок возможен небольшой отслой масла на их поверхности или частичное образование осадка металлических наполнителей (смазка Р-2 МВП). В связи с этим перед нанесением на резьбу смазку следует тщательно перемешать до получения однородной массы.

2.5. При первичном использовании резьбовых смазок поверхность резьбы (трубы и муфты) должна быть очищена от грязи остатков консервационных смазок и промыта керосином и соляром (дизельным топливом).

Свинчивание резьбовых соединений на консервационных смазках запрещается, т.к. данные смазки не являются уплотнительными. При последующих свинчиваниях соединений бурильной колонны с использованием смазок необходимо удалить (очисткой или обдувкой сжатым воздухом) с поверхности резьбы грязь и остатки промывочной жидкости. Освинцование впадин резьбы при использовании смазок Р-113 и Р-416 может иногда наблюдаться после 4-х и 5-ти свинчиваний соединений.

2.6. При спуске труб в скважину рекомендуется наносить несамоотверждающиеся смазки (Р-402, Р-2МВП и т.д.) с использованием устройства конструкций ВНИИТнефть, либо, при отсутствии устройства, смазку наносят вручную шпателем (лопаткой) или жесткой кистью. Использование других предметов для нанесения смазки не допускается.

2.7. Кисти, шпатели, устройства для нанесения смазок на резьбу необходимо предохранять от загрязнения.

2.8. Средний расход смазок для свинчивания соединений обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб приводится в таблице 1.

3. Самоотверждающиеся уплотнительные составы

3.1. Уплотнительный состав УС-1, имевший до недавнего времени широкое распространение в отечественной практике, представляет собой смесь компаунда

К-153 с наполнителем и отвердителя УП-0633М. Недостатками состава УС-1 являются токсичность, относительное быстрое выпадение в осадок металлических наполнителей (пудр и порошков), рост (по сравнению со случаем применения несамоотверждающихся смазок) момента свинчивания (на 40-60 %). Этих недостатков не имеет разработанный взамен УС-1 резьбовой отверждаемый герметик РОГ, приготавливаемый также на основе компаунда К-153, не содержащий токсичных порошков и пудр.

3.2. Подготовку обсадных труб, очистку и обезжиривание резьбовых поверхностей, смешивание компонентов самоотверждающихся составов, нанесение их на резьбу и свинчивание соединений проводится по специальным инструкциям. Средний расход состава УС-1 приведен в таблице 1.

3.3. Смазка Резьбол ОМ-2 (ТУ 38-301-08-88)

Уплотнительная смазка Резьбол ОМ-2 содержит экологически чистый наполнитель, не имеет в своем составе порошков тяжелых и цветных металлов. Смазка предназначена для резьбовых соединений бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений при температурах от минус 50 до плюс 200 °С.

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 1. Средний расход смазок для свинчивания резьбовых соединений нефтепромысловых труб

№ п/п	Наружный диаметр труб, мм	Расход смазок на одно соединение, г
		УС-1		Р-113; Р416	Р-2МВП; Р-402
1	Обсадные трубы 146 168 219 245 273 299 324	45 60 103 115 130 140 155		- - - - - - -	45 60 103 115 130 140 155
2	Бурильные трубы (замковые резьбы) 114 141 168	- - -	45 70 85		- - -
3	Насосно-компрессорные трубы 60 73 89 101 114	- - - - -	15 20 30 35 40		15 20 30 35 40

4. ФТОРОПЛАСТОВЫЙ УПЛОТНИТЕЛЬНЫЙ МАТЕРИАЛ

4.1. Фторопластовый уплотнительный материал (лента ФУМ) химически стоек к воздействию нефти, кислот и щелочей. Он не стареет, эластичен и обладает хорошими антифрикционными и противозадирными свойствами, не токсичен, время применения его не ограничено.

4.2. Для уплотнения резьбовых соединений обсадных труб используется лента ФУМ марки 1 шириной 60 мм, чтобы резьба трубы была закрыта не менее, чем на 2/3 полной ее длины.

4.3. Лента ФУМ поставляется в катушках. Перед намоткой на катушку ленту нарезают на части, равные двукратной длине окружности резьбы с запасом в 50-60 мм.

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

4.4. При уплотнении лентой ФУМ нет необходимости в применении специальных резьбовых смазок Р-402 и Р-2МВП.

4.5. Ленту ФУМ накладывают на резьбу трубы, подвешенной над устьем скважины. Наложение производят от торца трубы в два слоя с небольшим натяжением с перекрытием в 5-6 мм.

4.6. Средний расход ленты ФУМ (шириной 60 и толщиной 0,1 мм) на одно резьбовое соединений при наложении в два слоя с учетом запаса по длине 60 мм приведен в таблице 2.

Таблица 2. Средний расход ленты ФУМ на одно резьбовое соединение

по ГОСТ 632-80 (наложение в два слоя, запас по длине 60 мм)

Условный диаметр обсадной трубы, мм	Длина отрезка ленты, мм	Расход, г
114	780	10,0
140	940	12,0
146	980	12,5
168	1120	14,4
178	1180	15,1
219	1440	18,51

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 3. Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств (в скобках) для скважин, не содержащих водорода

Избыточ-ное внутрен-нее давление, атм (МПа)	Интенсивность искрив-ления, градусов на 10 м	Эксплуатационные колонны до 219 мм включительно		Промежуточные колонны и колонны, на которых устанавливается противовыбросовое оборудование
		Рекомендуемое сочетание	Допускаемое сочетание	Рекомен- дуемое сочетание	Допускаемое сочетание
1	2	3	4	5	6
ЖИДКАЯ СРЕДА
До 100 (10)	До 1,5	Треугольная (Р-2 МВП) ОТТМ (Р-402, ОМ-2)	-	Треугольная (Р-2 МВП) ОТТМ (Р-402)	-
100...200 (10...20)		Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	-	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
200...300 (20...30)		ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (ФУМ, УС-1, РОГ)	Треугольная (ФУМ)	Треугольная (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
Более 300 (30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402, ТБО (Р-416, Р-113)	ОТТМ (УС-1, РОГ)	ОТТГ (Р-2, МПВ, Р-402)	ОТТМ (УС-1, РОГ)
До 100 (10)		Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
100...200 (10...20)	Более 1,5	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402)		Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402)
200...300 (20...30)		ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402)	Треугольная (ФУМ, УС-1, РОГ)	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402)
Более 300 (30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	ОТТМ (УС-1, РОГ)	ОТТГ (Р-2, МПВ, Р-402)	ОТТМ (УС-1, РОГ)

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Окончание таблицы 3

ГАЗОВАЯ СРЕДА
1	2	3	4	5	6
До 100 (10)	До 1,5	Треугольная (УС-1, РОГ) ОТТМ (УС-1, РОГ)	Треугольная (ФУМ)	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	Треугольная (Р-2, МВП, Р-402)
100...200 (10...20)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	Треугольная (УС-1, РОГ) ОТТМ (УС-1, РОГ)	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)	-
200...300 (20...30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	Треугольная (УС-1, РОГ) ОТТМ (УС-1, РОГ)	Треугольная (УС-1, РОГ) ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402)	ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
Более 300 (30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	-	ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402)	ОТТМ (УС-1, РОГ)
До100 (10)		Треугольная (УС-1, РОГ) ОТТМ (УС-1, РОГ)	Треугольная (ФУМ)	Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2, МПВ, Р-402, ОМ-2)	-
100...200 (10...20)	Более 1,5	ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	ОТТМ (УС-1, РОГ)	ОТТМ (УС-1, РОГ)	ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
200...300 (20...30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	ОТТМ (УС-1, РОГ)	ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402)	ОТТМ (Р-2, МВП, Р-402, ОМ-2)
Более 300 (30)		ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402) ТБО (Р-416, Р-113)	-	ОТТГ (Р-2, МВП, Р-402)	ОТТМ (УС-1, РОГ)

ПРИМЕЧАНИЯ. 1. При наличии в колонне двух сред (газа и жидкости) длина интервала с газовой средой увеличивается на 100-150 м.

2. При свинчивании соединений труб ОТТГ и ТБО, уплотнительные элементы которых подвергались ремонту (исправлению после повреждения резьбовых концов), необходимо применять состав УС-1, либо разработанный взамен него институтом ВНИИГАЗгерметик РОГ (ТУ 51-00158623-39-97).

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 4. Уплотнительные материалы для резьбовых обсадных труб

Уплотненный материал (ТУ, ГОСТ)	Допустимая температура в скважине, С	Особенности применения
НЕСАМООТВЕРЖДАЮЩИЕСЯ СМАЗКИ
Р-416 (ТУ 38-101-708-78)	До +100	При температуре ниже минус 30 С смазку и резьбовые концы труб подогреть
Р-401 (ТУ 38-101-708-78)	До +200	То же
Р-113 (ТУ 38-101-708-78)	До +200	То же
СКа 2/6-в3 (графитовая УС-сА) (ГОСТ 3333 – 80)	До +100	То же

САМООТВЕРЖДАЮЩИЕСЯ СОСТАВЫ

Полимеризующийся уплотнительный состав УС-1 (ТУ 38-101-440-79)	До +160	При температуре ниже +10 С рекомендуется подогрев смазки до +20...25 С, а при отрицательных температурах также подогрев резьбовых концов труб до +5...10 С. Крутящий момент при креплении соединений на 20...30 % выше, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок
Резьбовой отверждаемый герметик РОГ (ТУ 51-00158623-39-97)	До +100	То же, но крутящий момент на 15 % ниже, чем при использовании УС-1

УПЛОТНИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный материал) (ТУ 6-05-1388-76)	До +200	Может использоваться при температуре до минус 60 С. Крутящий момент при креплении соединений на 18...20 % ниже, чем при использовании несамоотверждающихся смазок
Металлизация резьбы цинком	До +200	Слой цинка наносится на резьбу муфт обсадных труб на трубном заводе согласно ТУ 14-3-570-77. Перед свинчиванием соединений на резьбу муфты наносится одна из несамоотверждающихся смазок

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 5. Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметры	При нормальных условиях		При осложнении скважин и вскрытии продуктивных пластов
	на буровой	в лаборатории филиала ДООО "Бургаз"	на буровой	в лаборатории филиала ДООО "Бургаз"
1	2	3	4	5
1.Удельный вес (плотность)	1час	Один раз в неделю и перед спуском колонны	10-15 мин	Один раз в пять дней
2. Вязкость	то же	то же	то же	то же
3. Водоотдача	4 часа	"	1 час	"
4. СНС	то же	"	то же	"
5. Содержание песка	"	"	Два раза за смену	"
6. Содержание твердой фазы	Один раз в сутки	"	Один раз в сутки	"
7. рН	4 часа	"	2 часа	"
8. Определение ионов	Два раза в неделю	"	8 часов	"
9. Солевой состав раствора	Перед вскрытием солевых отложений	"	Перед вскрытием солевых отложений	"
10. Содержание смазывающих добавок	Один раз в неделю	"	Еженедельно	"
11. Липкость	-	"	-	"
12. Температура выходящего из скважины раствора	4 часа (начи-ная с глубины 2000 м)	-	1 час	-
13. Реологические показатели (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость)	-	Не реже одного раза в месяц и перед спуском обсадных колонн	-	Один раз в пять дней

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 6. Нормы износа и размеры допустимых дефектов на наружной поверхности стальных бурильных труб

Виды износа и дефектов	Отечественные трубы			Импорт- ные трубы
	I класс	II класс	III класс
1. Равномерный износ трубы по наруж- ной поверхности. Толщина стенки после износа, %, не менее	Все размеры труб соответст- вуют номиналь- ным по ГОСТ и ТУ, дефекты отсутст- вуют.	80	65	62,5
2. Эксцентричный износ по наружной поверхности. Толщина стенки после износа, %, не менее		65	55	55
3. Вмятины, % от наружного диаметра, не более		3	5	5
4. Смятие, % от наружного диаметра, не более		3	5	5
5. Шейка, % от наружного диаметра, не более		3	5	5
6. Остаточное сужение. Уменьшение наружного диаметра, %, не более		3	5	5
7. Остаточное расширение. Увеличе- ние наружного диаметра, %, не более		3	5	5
8. Продольные надрезы, зарубки. Оставшаяся толщина стенки, %, не менее		80	65	62,5
9. Поперечные надрезы: - оставшаяся толщина стенки, %, не менее длина надреза, % от длины окруж- ности, не более		90 10	80 10	80 10
Точечная коррозия, эрозия. Толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, % от номиналь- ной, не более		80	65	55

Примечание. Подлежат отбраковке и списанию бурильные трубы, в которых непосредственно производился взрыв шнуровых торпед.

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 7. Нормы отработки элементов УБТС по наружному диаметру

Номинальный диаметр, мм	Допустимый диаметр, мм	Номинальный диаметр, мм	Допустимый диаметр, мм
89 120 146 152 171	85 113 140,5 140,5 161	178 203 245 299	170 195 225 260

Таблица 8. Нормы отработки элементов КНБК по наружному диаметру

Диаметр долота, мм	Номинальный диаметр, мм		Допустимый износ
	калибратор	центратор	калибратор	центратор
393,7 295,3 269,9 244,5 215,9 190,5 139,7	393,7 295,3 269,9 244,5 215,9 190,5 139,7	387,3 292,1 266,7 241,3 214,0 188,9 138,1	388,7 290,8 267 242 212,9 188 137,7	385 287,3 266 240 210,9 187 137

Таблица 9. Рекомендуемые моменты свинчивания резьбовых соединений УБТС

отечественного производства (по РД 39-2-961)

Тип УБТ– диаметр, мм	Момент свинчивания, кгм
	Предел текучести 45 кгс/мм		Предел текучести 65 кгс/мм
	коэффициент трения 1,10	коэффициент трения 1,13	коэффициент трения 1,10	коэффициент трения 1,13
УБТС-146 УБТС-178 УБТС-203 УБТС.2-108 УБТС.2-120 УБТС.2-133 УБТС.2-146 УБТС.2-178 УБТС.2-203 УБТС.2-229 УБТС.2-254 УБТС.2-273 УБТС.2-299	1390-1760 2820-3160 4770-4800 - - - - - - - - - -	1790-2260 3600-4000 6000-6150	- - - 690-790 820-1220 1270-1910 1780-2400 3140-4700 4750-6400 6540-8830 7800-11700 7800-11750 7870-11810	- - - 740-1040 1040-1560 1620-2430 2270-3060 4020-6000 6080-8200 8380-11300 10000-15000 10000-15100 10140-10220

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 10. Рекомендуемые значения моментов крепления УБТ импортного производства (по стандарту АНИ)

Диаметр, мм		Типоразмер замкового соединения	Наименьший крутящий момент свинчивания, кгм
наружный	внутренний
79,4 88,9 104,8 120.6 127,0 152,4 - 158,8 - 165,1 - 171,5 177,8 - 203,2 - 228,6 - 241,3 254.0 279,4	31,8 38,1 50,8 50,8 57,2 57,2 71,4 57,2 71,4 57,2 71,4 57,2 57,2 71,4 - 76,2 71,4 76,2 76,2 - -	NC-23 NC-26 (2 3/8 JF) NC-31 (2 7/8 JF) NC-35 NC-38 (3 1/2 JF) NC-44 - - NC-46 (4 JF) - - - NC-50 (4 1/2 JF) - NC-56 - NC-61 - 75/8 Red NC-70 NC-77	440 620 920 1460 1730 3150 2430 3150 3000 3780 3000 3780 5150 4330 6470 6200 9210 8950 11860 14210 19310

Таблица 11. Периодичность дефектоскопии стальных бурильных труб и УБТ на буровой

Способ бурения	Глубина забоя скважины, м	Класс труб	Периодичность дефектоскопии, сут.
			участки трубных резьб	зона сварочного шва труб ТБПВ, ТБПК
Турбинный	до 2500 - 2500-3500 более 3500	1-2 3 1-2 1-2	90 30 60 45	120 30 120 90
Роторный и турбинно- роторный	до 2500 до 2500 2500-3500 2500-4000 4000-5000 более 5000	1-2 3 1-2 1-2 1 1	60 30 45 30 30 20	60 30 60 45 45 45

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 12. Рекомендуемые значения моментов свинчивания замковых соединений бурильных труб импортного производства (по стандарту АНИ для 1 класса)

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Момент свинчи- вания, кгсм	Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Момент свинчи- вания, кгсм
88,9	6,45	Е Е Х-95 G-105 S-135 E X-95 G-105 S-135	880 1350 1410 1600 1830 1410 1600 1890 2280	127,0	9,19	Е Х-95 G-105 X-135 S-135 E X-95 G-105 S-135	2610 3090 3560 4390 5120 3090-4150 3950-4350 4390-4470 5370
	9,35
	11,40				12,7
101,6	8,38	E- X-55 G-105 E X-65 G-105 S-135	1730 1750 2080 2330 2330 2330 2700	139,7	9,17	E X-95 G-135 S-135 E X-95 G-105 S-135	3860 4470 5000 6100 3900 5110 5110 6030
					10,54
114,3	8,56	E X-95 G-105 S-135 E X-95 G-105 S-135	2350 2730 2730 3100 2490-2840 3100-3210 3420-3090 4190
	10,92

ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 13. Величины натяга и моментов крепления резьбовых соединений турбобуров

Тип резьбы		Натяг (зазор между торцами) при приложении момента 30 кгсм (перед креплением), мм		Момент креп-ления резьбо-вого соединения, кгсм.
типоразмер конусность	конусность	максимальный	минимальный
МК 66 х 6	1:16	1,6	1,4	900-1000
МК 75 х б	то же	то же	то же	900-1000
МК 80 х 6	"	"	"	1000-1200
МК 84 х 5,5	"	1.8	0,6	1100-1300
МК 84 х 6	1:16 BT	то же	то же	1100-1300
МК 90 х 6	1:16	"	"	1200-1400
	1:16 ВТ	"	"	1200-1400
МК 98 х б	1:16	"	"	1400-1600
	1:16 ВТ	"	"	1400-1600
МК 110 х 6	1:16	1,8	0,6	1300-1500
	1:16 ВТ	то же	то же	1300-1500
	1:8	"	"	1300-1500
МК 116 х б	1:16	"	"	1100-1200
	1:16 ВТ	"	"	1100-1200
MК 150 х 6	1:32	3,2	1,6	1600-1800
МК 156 х 5,5	то же	3,5	1,9	1700-1900
РКТ 177 х 5,08	1:16	3,0	1,8 |	2500-2700
МК 195 х б	1:32	4,6	3,0	3000-3200
РКТ 208х6,35	1:16	1,7	0 5	3200-3400
РКТ 218х6,35	1:16	3,9	1,9	3300-3500

Примечания: 1. Уменьшенный натяг является причиной расслабления резьбового соединения и последующей поломки.

2. Увеличенный натяг приводит к заеданию резьбы и промыву из-за неплотности торцов. Перед свинчиванием все резьбы турбобура должны быть смазаны смазкой

Р-416.

ЛИТЕРАТУРА

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984.

2. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению, том I и том II. М.: Недра, 1985.

3. Шарифуллин Ф.М. Решение проблемы устойчивости ствола скважины при бурении на Талинском месторождении. //Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1990.

4. Допилко Л.И., Шарифуллин Ф.М., Мирошниченко Н.П. Физико-химические причины потери устойчивости ствола скважин при применении полимерных растворов. //Эффективность вскрытия и методов оценки сложнопостроенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин. Тюмень, ЗапСибБурНИПИ, 1990.

5. Допилко Л.И. Руководство по регламентированию и управлению свойствами полимерных буровых растворов, технологии предотвращения и ликвидации осложнений. Киев, УкрГипроНИИнефть, 1993.

6. Курочкин Б.М., Горбунов И.В. Применение латексов и водных дисперсий резины для борьбы с осложнениями при бурении. М., ВНИИОЭНГ, 1986.

7. Курочкин Б.М., Прусова Н.Л. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. М., ВНИИОЭНГ, 1986.

8. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. М., Недра, 1991.

9. Временная инструкция по применению наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора при проводке скважин. РД-39-2-827-82.

10. Куксов А.К., Черненко А.В. Заколонные проявления при строительстве скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1988. – (обзорная информация серии "Техника и технология бурения скважин").

11. Макеев Г.А. и др. Состояние работ по ограничению притоков воды на месторождениях Белоруссии. //Нефтяное хозяйство, №5, М., 1984.

12. Цыбин А.А., Гайворонский А.А. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях. М., ВНИИОЭНГ, 1983.- (обзорная информация серии "Бурение", вып.21).

13. Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площади Мураднанлы. Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку, АзНИПИнефть, 1983.

14. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing – Oil and gas J/ - 1982. 1/XI. – Vol. 80, N 44. – P. 72, 74, 75.

15. Джабаров К.Л. Предупреждение межпластовых перетоков в скважине в периоды отсутствия циркуляции бурового раствора и ОЗЦ. М., ВНИИОЭНГ, вып.7, 1984. (НТИС. Серия "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение").

16. Шахмаев З.М. Особенности технологии цементирования скважин при наличии проницаемости пластов с разными градиентами давления М., ВНИИОЭНГ, вып.3, 1984. (НТИС. Серия "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение").

17. New technique to control annular gas migration after primary cementing – Oilweek. –1983. – Vol. 34, N 19. – P.12.

18. Габдрахманов А.Г., Асмоловский В.С., Плотников И.Г. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского месторождения. //Нефтяное хозяйство, вып. 10, М., 1984.

19. Мавлютов М.П. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. //Нефтяное хозяйство, вып. 6, М., 1984.

20. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М.: Миннефтепром, Мингазпром, Мингео, 1983.

21. Регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин. СТП-39-2.1-001-2002. М.: "Бургаз", 2002.

22. Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин. РД-39-0148057-514-86. М., 1986.

23. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М.: Недра, 1984.

24. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. М.: Недра, 1987

25. Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М.: ВНИИБТ, 1983

26. Инструкция по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений и их предупреждению. РД 32-2-803-82. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983

27. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М.: Недра, 1992

28. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147007-544-87. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988.

29. Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология. М.: Недра, 1990.

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ
Номера листов (страниц)					Всего	№	Входящий №
Изм.	изме-нен-ных	заме-нен-ных	новых	аннули-рован-ных	листов (страниц) в докум.	доку-мента	сопроводи- тельного докум. и дата	Подп.	Дата