1. В каких случаях применяют метод зарезки и бурения второго ствола?

2. В какой последовательности производят этот метод?

3. С помощью какого инструмента производят вскрытие окна в колонне?

4. Расскажите про технологию вскрытия окна в колонне.

Лекция № 24,25. КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН.

Рыхлые слабосцементированные породы приводят к образованию в скважинах песчаных пробок. Для предотвращения разрушения таких пород и уменьшения пробкообразований в скважинах на промыслах применяют следующие методы крепления призабойной зоны:

а) цементным раствором;

б) раствором цементно-песчаной смеси;

в) химическими веществами

Крепление пород скважин цементным раствором основано на закачке в пласт через фильтр цементного раствора, который, затвердевая в призабойной зоне, укрепляет породу и повышает ее устойчивость против размыва. Пористость пласта при этом почти не изменяется.

Работы при этом методе выполняются следующим образом: спускают в скважину заливочные трубы с расчетом, чтобы башмак их находился на 3-5 м выше фильтра; устанавливают цементировочную головку обычного типа и присоединяют к ней трубопровод от заливочного агрегата. Затем при закрытом кране на выкиде из трубного пространства нагнетают воду в заливочные трубы и определяют поглотительную способность скважины. Определив по поглотительной способности количество цементного раствора, закачивают через заливочные трубы расчетный объем цементного раствора при открытом кране на выкиде.

Затем путем закачивания воды в заливные трубы на максимальной скорости агрегата при закрытом кране продавливают цементный раствор в пласт.

По окончании продавливания открывают кран на выкиде, промывают скважину методом обратной промывки от излишнего цементного раствора, поднимают трубы и ожидают затвердения цементного раствора.

Недостатком этого метода является то, что закачка цементного раствора в пласт с весьма пониженным пластовым давлением не рекомендуется.

Сущность крепления несцементированных пород призабойной зоны скважины песчано-цементной смесью заключается в закачивании в прифильтровую часть пласта смеси песка и цемента и создании в этой зоне прочной массы, устойчивой против размыва и в то же время хорошо проницаемой для жидкости и почти не проницаемой для песка.

Для приготовления раствора песчано-цементной смеси применяют тампонажный цемент и мелкозернистый песок. (размером 0,1 до 0,25 мм). Песок должен быть чистым, без глинистых частиц и нефти.

Песок с зернами более 0,25 мм выпадает из водо-цементного раствора в процессе закачивания, а песок с зернами менее 0,1 мм забивает поры пласта.

Крепление песчано-цементной смесью проводят только в скважинах с хорошей поглотительной способностью.

Крепление производят следующим образом:

В скважину спускают заливочные трубы с расчетом установки башмака их на 5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем закачивая воду в заливочные трубы создают циркуляцию. При закрытом кране на выкиде определяют поглотительную способность скважины.

Для оттеснения нефти из призабойной зоны и создания условий для лучшего схватывания цемента скважину перед обработкой закачивают несколько куб.метров воды с ПАВ (например, сульфанола 0,01% от массы воды). Затем приступают к обработке скважины.

В колонну заливочной трубы закачивают 0,5 м³ водоцементного раствора с целью предотвращения осаждения песка из песчано-цементного раствора.

После закачивания всего объема смеси ее вытесняют из заливочной трубы закачиванием воды в объеме заливочной колонны при открытом кране.

Затем закрывают кран и песчано-цементную смесь продавливают в пласт путем закачивания воды в заливочные трубы. По окончании поднимают трубы и скважину оставляют на затвердения на 48 часов.

Затем замеряют забой и разбуривают песчано-цементный стакан в эксплуатационной колонне, промывают скважину водой и вновь определяют поглотительную способность. Если не требуется дополнительной перфорации, скважину пускают в эксплуатацию.

Крепление призабойной зоны скважин химическими веществами основано на введении различных смолообразующих веществ. Вводимая смола после застывания сохраняет необходимую пористость и проницаемость.

Сущность метода заключается в том, что в призабойную зону закачивают водорастворимую фенолформальдегидную смолу. Смола представляет собой легкоподвижную жидкость вишнево-коричневого цвета плотностью 1,13-1,15 г/см^3. Смола затвердевает в пласте при высокой температуре (выше 60⁰ С).

Химический метод обработки применяют только в скважинах, выделяющих обильное количество песка.

Если в призабойной зоне происходят обвалы с разрушением кровли пласта, то такие скважины не должны подвергаться химической обработке. В скважине не должно быть притока чужих вод; обработка может быть начата только после их изоляции.

Основная литература: 1[274-279], 4[81-107]

Дополнительная литература: 1[141-150]

Контрольные вопросы:

1. Сколько существует методов крепления ПЗС?

2. Как производят крепление ПЗС цементным раствором?

3. Как производят крепление ПЗС песчано-цементным раствором?

4. Как производят крепление ПЗС химическими веществами?

Лекция № 26,27. ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА КРС.

Капитальный ремонт скважин, а также технологические воздействия на призабойную зону (ПЗС) являются сложными и дорогостоящими операциями ; при этом успех этих работ не всегда являются стопроцентным. В последние годы в различных странах проводятся интенсивные исследования, направленные на повышение успешности, в частности, обработок призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин применяемыми методами.

Эффективность любого технологического воздействия на ПЗС связана с точным знанием причин ухудшения (изменения) состояния призабойной зоны и подбором соответствующих методов воздействия. Любой метод технологического воздействия должен базироваться на тщательном планировании работ на скважине и на надежном и достоверном мониторинге (контроле) процесса в реальном времени его проведения.

Например, по данным фирмы AGIP, 12% кислотных обработок оказались неудачными, в основном, из-за отсутствия контроля за их проведением. Определить причины неудач и получить при повторных обработках положительные результаты удалось использованием метода мониторинга состояния ПЗС, разработанного Дж. Паккалони. В основу этого метода положена упрощенная стационарная гидродинамическая модель фильтрации кислотного раствора. Суть мониторинга заключается в замерах и регистрации с заданной периодичностью устьевого давления Р_у, объемного расхода Q_р и плотности кислотного раствора _р. Для каждого замера этих параметров в реальном времени процесса рассчитываются динамическое забойное давление и репрессия на пласт, а также показатель скин-эффекта S. По изменению величины скин-эффекта судят об эффективности воздействия. Расчет характеристик в реальном времени процесса осуществляется благодаря цифровой регистрации параметров и системе компьютерного анализа.

Метод Дж. Паккалони обладает рядом существенных недостатков и позволяет сделать оценку состояния ПЗС, верную только в качественном отношении и только для скважин с существенным загрязнением ПЗС. В других случаях он дает ошибки и десятки и сотни процентов. Более того, в случае, когда проводимость призабойной зоны выше, чем проводимость пласта (удаленной зоны), метод дает неверную оценку даже в качественном отношении, показывая наличие загрязнения ПЗС, причем значительного.

Дальнейшим развитием мониторинга кислотных обработок явился метод Л. Прувоста и М. Экономайдиса, используемый компанией «Doowell Schlumberger» для определения показателя скин-эффекта в реальном времени процесса. В основе этого метода лежит теория нестационарной фильтрации неоднородной жидкости в однородном пласте, на основе которой рассчитывается забойное давление для модели с определенными параметрами. В процессе мониторинга по измеряемому на устье давлению рассчитывается забойное давление, которое сравнивается с забойным давлением по гидродинамической модели, для которой показатель скин-эффекта S=0.Этот метод получил достаточно широкое распространение в нефтепромысловой практике. Однако этому методу присущи и определенные недостатки, что ограничивает его применение. В частности, метод предполагает, что свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей одинаковы; известна гидропроводность пласта (в случае, когда гидропроводность пласта неизвестна, метод не может быть применен).

Российская компания «Стройком-ойл» в 1998-2002 годах провела исследования, связанные с проблемой мониторинга технологических воздействий на призабойные зоны эксплуатационных скважин. Теоретическая часть базируется на нестационарной фильтрации неоднородной жидкости в неоднородном пласте, а метод позволяет вести мониторинг всех видов физико-химических обработок призабойных зон (ОПЗ)и ремонтно-изоляционных работ (РИР). Мониторинг возможен при следующих условиях:

1. Перед обработкой отсутствует информация об основных характеристиках ПЗС (неизвестны приемистость или продуктивность, гидропроводность и проницаемость, состояние и степень загрязнения и т.д.).

2. Закачка жидкости носит нестационарный характер со значительными колебаниями расхода и давления.

3. Свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей различны по вязкости, плотности и реологическим характеристикам.

4. В процессе технологического воздействия фильтрационно-емкостные свойства ПЗС и эффективная толщина пласта (под воздействием закачиваемой технологической жидкости) изменяются.

Ни один из известных методов при этих условиях неприменим.

Анализ эффективности ОПЗ и РИР показал, что контроль состояния ПЗС является необходимым условием повышения эффективности этих работ, а надежный и достоверный мониторинг позволяет управлять ходом процесса для получения максимальной эффективности при снижении расхода дорогостоящих реагентов; технология процесса может быть изменена, а в крайнем случае - процесс может быть прекращен вовсе.

Одним направлением капитального ремонта скважин являются ремонтно-изоляционные работы, связанные с прекращением или снижением поступления воды в скважину. Источниками воды являются:

1. Система ППД, когда вода закачивается в нефтенасыщенный пласт.

2. Вышележащие или нижележащие неперфорированные водоносные горизонты при недостаточной толщине непроницаемых (глинистых) разделов между нефтенасыщенными и водонасыщенными горизонтами и их нарушении при реализуемых депрессиях в процессе эксплуатации скважины. Если непроницаемые разделы имеют большую толщину и не нарушаются в процессе эксплуатации скважины, вода может поступать через нарушенный цементный стакан (заколонные перетоки).

3. Обводненные пропластки перфорированного слоистого пласта.

4. Обводненные неперфорированные пропластки слоистого пласта непроницаемыми разделами небольшой мощности, и их нарушения в процессе эксплуатации скважины.

5. Водяные конусы подошвенной воды.

При мониторинге РИР в скважинах необходимо контролировать:

• Гидропроводность пласта;

• Показатель скин-эффекта;

• Приемистость скважины; в случае снижения приемистости необходимы дополнительные работы по улучшению гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной.

К настоящему времени накоплена достаточная информация по быстропротекающим пластовым процессам при технологических воздействиях на ПЗС, а существующие технические и технологические средства позволяют получать достоверные данные о динамическом забойном давлении и расходе уже во время исследования скважины на приемистость перед проведением технологического воздействия, т.е. знать состояние ПЗС перед началом обработки.

Основная литература: 3[806-813]

Контрольные вопросы: 5[209-214]

1. Для чего создаются мониторинги проведения работ?

2. С чем связана эффективность любого технологического воздействия на ПЗС?

3. В чем сущность метод разработанного Дж. Паккалони?

4. В каких случаях возможен мониторинг разработанный российской компанией «Стройком-ойл»?

5. Какие параметры нужно контролировать при мониторинге РИР?

Лекция №28. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ

Ликвидация скважин - это полное списание скважины со счетов вследствие невозможности ис­пользовать ее по техническим или геологическим причинам для продолжения ее бурения или эксплуатации. Сква­жины, подлежащие ликвидации, могут быть не закончены бурением или находившиеся в эксплуатации.

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации скважин и списании затрат на их сооружение. Работы по ликвидации скважин, находящихся на балансе НГДУ, производят бригады по капитальному ремонту скважин.

Причины, на основании которых ставится вопрос о ликвидации не законченных бурением скважин: 1) сложная авария в скважине и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования сква­жины для других надобностей, например, возврат на вышеле­жащие горизонты или использование в качестве нагнетатель­ной или наблюдательной; 2) полное отсутствие нефтегазонасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов (разведочная) и невозможность использования ее для других надобностей (воз­врат, углубление и т. д.).

Причины, являющиеся основанием для ликвидации эксплу­атационных скважин: 1) техническая невозможность устранения аварии в скважине (дефект колонны, оставление инструмента, труб и т. д.) и отсутствие объектов для эксплуата­ции выше дефектного места в колонне; 2) полное обводнение контурной водой и отсутствие объектов для возврата.

В зависимости от причин ликвидации скважины подразделяют на шесть разрядов.

1. Поисковые, разведочные, опорные, параметрические скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; не доведенные до проектной глубины, но вскрывшие проектный горизонт; давшие притоки нефти, газа; скважины с забалансовыми запасами или эксплуатация которых нерентабельна и т.д.

2. Добывающие скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; оценочные скважины, выполнившие свое назначение; нагнетательные, наблюдательные и скважины для сброса сточных вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных условиях.

3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки или аварии при строительстве; аварии в процессе эксплуатации и т.д.

4. Скважины, числящиеся в основных фондах НГДУ: после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта; при снижении дебита до пределе рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта; при прекращении приемистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приемистости; при отсутствии необходимости дальнейшего использования (наблюдательные, оценочные и нагнетательные скважины), выбывшие из эксплуатации из-за нарушения обсадных колонн вследствие коррозии, на ко торых проведение ремонтно-восстановительных работ технически невозможно или экономически нецелесообразно.

5. Скважины, расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища, населенные пункты, промышленные предприятия и т.д.); ликвидируемые после стихийных бедствий; специального назначения; пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ; ликвидируемые вследствие геологических осложнений и т.д.

6. Скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов, если их консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5-7 лет планами не предусматривается; использование которых в качестве эксплуатационных невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации.

План на каждую ликвидируемую скважину составляет НГДУ или УБР. Он состоит из двух частей. Первая содержит краткие сведения о первоначальном и текущем назначении скважины, ее конструкции, история ее эксплуатации и причинах ликвидации. Вторая часть включает перечень операций по оценке технического состояния скважины, технологию ремонтно-восстановительных работ на случай обнаружения дефектов в состоянии скважины и технологию работ по непосредственной ликвидации скважины.

Оценка технического состояния скважины заключается в: определении герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой или при проведении анализа состава жидкости, поступающей из скважины (или иными методами); если колонна не герметична, то интервал нарушения определяют расходомером (дебитомером), термометром или поинтервальной опрессовкой; определении высоты расположения цементного кольца за эксплуатационной колонной; выявлении перетока жидкости за колонной скважины.

Технологией работ по ликвидации скважины предусматривается:

- промывка скважины со спуском НКТ до забоя; очистка стенки эксплуатационной колонны от глинистого раствора, нефти, АСПО и продуктов коррозии в интервале установки цементного моста;

- в зависимости от удаленности продуктивных пластов (интервала перфорации) друг от друга установка сплошного или прерывистого цементных мостов от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и интервалов газонефтеводопроявлений; высота каждого цементного моста равна толщине пласта плюс двадцать метров выше кровли и ниже его подошвы; над кровлей верхнего горизонта цементный мост устанавливают на высоте не менее 50 м; Рецептура цементного раствора подбирается в лаборатории;

- в случае ликвидации скважины (особенно с открытым забоем) с пластовым давлением ниже гидростатического (цементный раствор поглощается) предварительное ограничение поглотительной способности пластов, применение тампонажных растворов с регулируемой плотностью и временем загустевания, равным времени закачивания их в интервал установки мостов или в заколонное пространство;

- оценка опрессовкой герметичности затвердевшего тампонажного материала; отбивка полной нагрузкой НКТ при циркуляции промывочного раствора верхней границы моста;

- извлечение обсадных колонн при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, способных загрязнить верхние пресные воды;

- срез и извлечение эксплуатационной колонны, если в результате ремонтно-восстановительных работ не удалось по техническим причинам поднять цементный раствор за ней до устья и башмака предыдущей колонны; установка цементного моста под давлением над оставшейся в скважине эксплуатационной колонной до устья; проверка герметичности цементного моста;

- проверка герметичности межколонного пространства между направлением и кондуктором, между кондуктором и промежуточной колонной; при отсутствии герметичности закачивание цементного раствора (или другого тампонажного материала) под давлением до полной герметизации межколонного пространства.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером, на котором электросваркой делают следующую надпись: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации (НГДУ, УБР). Для установки репера на сплюснутой сверху трубе спускают на глубину не менее 2 м деревянную пробку и заливают до устья цементным раствором. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м. Высота репера над бетонной тумбой не менее 0,5 м.

Если промежуточную колонну извлекают, то репер устанавливают в кондукторе или направлении и также сооружают бетонную тумбу.

При ликвидации скважин по шестому разряду все обсадные колонны (направление, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны) полностью срезают на 1 м ниже отметки дна (реки, водохранилища), и эту часть извлекают из скважины. Оставшуюся часть обсадных колонн в скважине сверху заливают цементным раствором с поднятием его до поверхности дна (реки, водохранилища).

НГДУ назначает со стороны исполнителя лицо, ответственное за проведение работ по ликвидации скважины. Контроль качества выполняемых работ осуществляет представитель цеха по добыче нефти и газа или ППД в зависимости от категории (принадлежности) скважины.

Основная литература: 1[274-279], 4[81-107]

Дополнительная литература: 1[141-150]

Контрольные вопросы:

1. Что такое «ликвидация скважин»?

2. Какие виды бывают скважины в зависимости от причин ликвидации?

3. Что предусматривается под технологией работ по ликвидации скважин?

Лекция № 29,30. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС И ПРС.

1. Охрана труда на производстве — один из необходимых принципов организации труда в нашей стране. Обычно различают три вида охраны труда: правовую (трудовое законодательство, предусмотренное Конституцией СНГ и союзных республик), санитарную (производственная санитария и гигиена) и техническую.

2. Предметом технической охраны труда или техники безопасности является борьба с опасностями и вредностями, возникающими в процессе производства по техническим причинам, для чего проводятся различные мероприятия.

3. Мероприятия по технике безопасности касаются:

— оборудования и технологического процесса;

— организации труда и производства;

— поведения работников в производственной обстановке.

4. Под производственным несчастным случаем понимается травма, большей или меньшей степени тяжести, полученная работающим внезапно в процессе выполнения им производственных операций.

5. Основными путями борьбы с промышленным травматизмом являются усовершенствование и рационализация технологического процесса, модернизация оборудования и механизмов, автоматизация производственных процессов и комплексная механизация трудоемких и тяжелых работ, строгое выполнение требований и правил по охране труда и технике безопасности, проведение производственного инструктажа, массовая пропаганда путем демонстрации фильмов, организация лекций, докладов, уголков и фотовитрин по технике безопасности и безопасным методам труда.

6. Причины травматизма при КРС подразделяются в основном на пять категорий: 1) неправильные приемы работы; 2) неудовлетворительный технический надзор; 3) неподготовленность рабочего места; 4) неисправность оборудования и инструмента; 5) несовершенство конструкций оборудования и инструмента.

7. Основными показателями для анализа несчастных случаев являются коэффициент частоты несчастных случаев К_ч и коэффициент тяжести К_т, определяемые по формулам:

К_ч = *1000;

К_т = ,

где Н — число несчастных случаев; Р — число работников по списочному составу (среднесписочное число рабочих); D —число дней нетрудоспособности (в рабочих днях), потерянных из-за несчастных случаев с законченной нетрудоспособностью за период времени; Н₃ — число несчастных случаев с законченной нетрудоспособностью за данный период времени.

8. Методы изучения несчастных случаев: статистический и технический. Первым методом пользуются при наличии достаточного и доброкачественного материала (по преимуществу актов о несчастных случаях). Он дает возможность обнаружить наиболее поражаемые несчастными случаями участки, а также при­чины, чаще всего приводящие к несчастным случаям. С помощью второго метода находят связь происшедшего несчастного случая с техникой производства. Этим методом пользуются непосредственно на производстве. Виды данного метода следующие: расследование на месте (индивидуальный случай), монографический, групповой, топографический, сопоставительного анализа и т. п.

9. Нефтегазодобывающие предприятия характеризуются выделением из состава нефти и нефтяного газа различных компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях — и опасность взрывов.

Кроме этих веществ, на предприятиях применяются токсические вещества (яды), т. е. химические элементы, вступающие с клетками организма в химиче­ское соединение. В результате могут быть осложнения. Нефть, бедная аромати­ческими углеводородами, вызывает сильное раздражение слизистой оболочки глаз и дыхательных путей. При соприкосновении кожи рабочих с нефтью развиваются кожные заболевания.

Нефтяной газ состоит из углеводородов, в основном из метана (~90% по объему); остальные: 2—5% этан, пропан, бутан, гектан и другие более тяжелые углеводороды. В некоторых газах содержатся сероводороды (0,02—6%). Метан и этан не ядовиты, но при недостатке кислорода в воздухе вызывают удушье. Первые признаки недомогания обнаруживаются, когда содержание метана в воздухе достигает примерно 25—30%.

Концентрация углеводородов свыше 40 мг/л приводит почти мгновенно к смерти. В таблице 3 приведены предельно допускаемые концентрации различных веществ.

Из компонентов природных и попутных газов особенно токсичен сероводород. При его концентрации 1 мг/л и более может произойти острое отравление.

Таблица 3- Предельно допускаемые концентрации различных веществ.

Вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/л
Углеводороды	0,30
Сероводород	0,01
Окись углерода	0,03
Пары соляной кислоты	0,001

Общие требования

Сложные ремонтные работы (за исключением вырезки обсадных колонн) разрешается производить с мачт грузоподъемностью не менее 25 тс.

Расстояние между ногами мачты должно быть не менее 4 м, а высота ее не менее 18м — при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 25 тс; мачта высотой 20 м применяется при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 50 тс; мачта высотой 22 м при использовании двух трубок (длиной не более 15 м) и оборудования грузоподъемностью 25 тс. На мачтах высотой 15. м, удовлетворяющих остальным требованиям данного пункта, разрешается использовать однотрубки длиной не более 8 м.

2. Разрешается работать без оттяжного ролика, если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. При этом следует:

а) подъемник оборудовать безопасной шпилевой катушкой;

б) оборудовать площадку для работы на катушке;

в) роторную цепь и звездочки на валу лебедки оградить съемными металлическими кожухами с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;

г) подъемник оборудовать искрогасителем.

3. Рабочая площадка у устья скважины, оборудованной вышкой, должна иметь размеры не менее 4 х 6 м; оборудованной мачтой — не менее 3 х 4, а при работе с применением передвижных агрегатов — 4 х 5 м.

Рабочая площадка должна сооружаться из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм, иметь с трех сторон к устью уклон 0,03°, а со стороны мостков — 0,015°, чтобы обеспечить сток жидкости. Она может быть и передвижной, состоящей из металлических блоков. Высота рабочей площадки при работе с передвижных агрегатов должна быть 1—1,2 м.

4. Ширина мостков перед скважиной должна быть не менее 2 м и длиной не менее 14 м, а доски плотно пригнанными. При работе с мачты мостки должны быть длиной не менее 8 м.

Приемный мост должен быть горизонтальным или с уклоном не более 1 : 25. Уклон сходов должен быть не более 20°.

5. Фундамент под передвижной агрегат собирается из железобетонных плит размером 3000 х 1050 х 140. В некоторых нефтяных районах страны плиты укладывают на гравийную подушку слоем в 250 мм.

6. Перед передвижением агрегатов, тракторов-подъемников через замерзшие реки и другие водоемы необходимо проверить ледяной покров, определить допустимую на него нагрузку и уточнить трассу

7. Стеллажи должны обеспечивать укладку труб не более, чем в 4 ряда по вертикали при высоте штабеля до 1,25 м. Они должны иметь переходы, а также стойки, препятствующие раскатыванию труб.

8. Если в прогнозе погоды ожидается ветер силой более 6 баллов, ремонтные работы должны быть приведены в состояние, безопасное для их остановки, а рабочие с отдельных морских оснований должны быть сняты.

Документация бурового мастера

Перед началом работ на скважине буровому мастеру вручается геолого-технический наряд, а при производстве работ по зарезке второго ствола выдают дополнительный геолого-технический наряд.

Оба этих документа составляются техническим отделом цеха (конторы) совместно с геологической службой на основании наряда — задания промысла.

Геолого-технический наряд является основным документом и выдается мастеру на все виды ремонтных работ, которые будут производиться на скважине. В случае изменения или дополнения плана работ, возникших в процессе производства ремонтных работ, мастер обязан получить дополнительный наряд.

В геолого-техническом наряде описывается подробный технологический процесс ремонта скважины и дается нормативная продолжительность ремонта.

Геолого-технический наряд состоит из двух частей: геологический и режимно-технологический. В вводной части указывается: номер скважины и НГДУ, проектная глубина, горизонт, отклонение и азимут (если скважина наклонная), основные данные по оборудованию.

В геологической части указываются стратиграфический и литологический разрезы скважины, крепости пород, конструкция скважины, интервалы электрометрических работ, а также интервалы глубин, на которых ожидаются осложнения. В режимно-технологической части в соответствии с проходимыми породами по интервалам указываются тип и размер долот, параметры режима бурения, показатели работы долот, параметры промывочной жидкости и рекомендуемые химические реагенты и утяжелители.

Буровой мастер обязан ознакомить всех членов бригады с характером ремонта скважины и технологическим процессом.

Ежедневно мастер должен заполнять суточный рапорт о проделанной работе на скважине по-вахтенно в строгом соответствии с показаниями диаграммы индикатора веса. Рапорт является первичным документом, по которому производится нормирование и оплата труда членам бригады по вахтам; составляется техническая документация и делается анализ проделанной работы. Поэтому к заполнению суточного рапорта мастер должен относиться со всей внимательностью и ответственностью, не допуская искажения и расхождения с показаниями диаграммы.

Буровой мастер должен иметь записи точных замеров труб, спускаемых в скважину, размеры и виды спускаемых ловильных или других инструментов.

При бурении второго ствола буровой мастер ведет учет работы долот, а именно: тип и размер, проходку на долото, время пребывания долота на забое, интервал бурения и параметры режима бурения. В журнал также записываются параметры промывочной жидкости, замеряемые в процессе бурения.

Буровой мастер ведет учет и заполняет табель на работу по вахтам всех членов бригады. Фамилия членов бригады, отмеченных в табеле, должны соответствовать фамилиям, указанным в суточном рапорте по вахтам.

У буровой бригады должен быть журнал по технике безопасности, в котором контролирующие лица записывают обнаруженные недостатки, а буровой мастер по этим записям принимает меры к их устранению.

Перед началом ремонта скважины после окончания всех подготовительных работ и устранения недостатков буровой мастер обязан получить акт комиссии, разрешающий производство ремонтных работ. Без наличия такого акта начинать работы категорически запрещается.

После окончания ремонта скважины составляется акт о сдаче — приеме скважины. В этом акте дается краткое описание работ, произведенных на скважине.

Основная литература: 4[Doc\es01002.htm]

Дополнительная литература: 1[249-262], 4[267-269]

Контрольные вопросы:

1. Сколько различают виды охраны труда?

2. Причины травматизма при КРС.

3. Расскажите про общие требования к сложным ремонтным работам.

4. Что выдается буровому мастеру вначале работ?

5. Из каких частей состоит геолого-технический наряд?