17.1.3. Мероприятия перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями:
17.1.3.1. При вскрытии нефтегазонасыщенных пластов (Ю1-1, Ю1-2) на буровой иметь два шаровых крана: один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.
17.3.2. При вскрытии нефтегазонасыщенных пластов при бурении на буровой иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.
17.1.3.3. Проверить состояние и работоспособность ПВО и его манифольды продувать воздухом.
17.1.3.4. Проверить состояние и работоспособность средств очистки.
17.1.3.5. Отцентрировать вышку для обеспечения легкости закрытия превенторов.
17.1.3.6. На буровой иметь запас бурового раствора в количестве, не менее двух объемов скважины.
17.1.3.7. Необходимо провести:
- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации нефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с требованиями [65, 66] и “Правил…”[4];
- проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений;
- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
- оценку готовности объекта к оперативному пополнению бурового раствора путем приготовления или доставки на буровую.
17.1.4. Мероприятия при вскрытии пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями и дальнейшем углублении скважины:
17.1.4.1. Установить надлежащий контроль за положением уровня раствора в приемной и доливной емкостях с использованием автоматического указателя уровня (см. табл. 15.2 проекта) и в скважине.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб - разница должна быть не более 0,5 м3.
17.1.4.2. Вскрытие пласта производить на буровом растворе c плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт и определенной в соответствии с требованиями пунктов раздела 2.7.3.3 "Правил безопасности..." [4] (см. табл. 7.2 и ГТН проекта).
17.1.4.3. При проведении СПО и наличии нефтегазопроявлений:
а). Ограничить в открытом стволе (зоне продуктивного горизонта):
- скорость спуска инструмента не более 1,8 м/с, при осложнениях – до 0,5м/с;
- скорость подъема - 1 скорость;
б). При спуске бурильной колонны производить профилактические промежуточные промывки (для предупреждения прихвата вследствии сальникообразования, осыпания пород, вымыва порций раствора насыщенных пластовыми флюидами);
в). Подъем бурильной колонны начинать только после выравнивания раствора (при одинаковых параметрах входящей и выходящей из скважины промывочной жидкости) и соответствующих ГТН, не менее 2-х циклов промывки;
г). Перед подъемом инструмента (во время бурения в зоне продуктивного горизонта) для определения поступления флюида из пласта производить контрольный подъем инструмента на длину квадрата с максимальной скоростью с последующей промывкой в течение одного цикла, в случае необходимости произвести утяжеление раствора;
д). При подъеме бурильной колонны постоянно доливать скважину раствором и обеспечить поддержание уровня на устье скважины. Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора, рассчитанное на проектные геологические условия и плотность бурового раствора =1,14 г/см3, составляет:
м.
е). 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 извлекаемого и доливаемого объемов раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки;
ж). К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии нефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
17.1.4.4. При обнаружении нефтегазоводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб, информировать об этом руководство бурового предприятия, противофонтанной службы и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.
17.1.4.5. После закрытия превенторов при нефтегазоводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважины.
17.1.4.6. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом, созданным в порядке, установленном Инструкцией [67]. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий: