Оставьте ссылку на эту страницу в соцсетях:

Поиск по базе документов:

 

Утверждены

Приказом Министерства

топлива и энергетики

Российской Федерации

от 12 июля 1996 г. N 178

 

Утверждаю

Член коллегии

Госгортехнадзора России,

Начальник Управления

по надзору в нефтяной

и газовой промышленности

Ю.А.ДАДОНОВ

12 июля 1996 года

 

Согласовано

Постановлением Президиума

Российского Совета профсоюза

работников нефтяной, газовой

отраслей промышленности

и строительства

от 12 июля 1996 г. N 4

 

ТИПОВЫЕ ИНСТРУКЦИИ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

СКВАЖИН И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. - председатель комиссии; Лесничий В.Ф. - зам. председателя комиссии; Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. - члены комиссии.

Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны научно - техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО "ЛУКойл". Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО "ЛУКойл" и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам.

Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций.

Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ.

Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководством по его эксплуатации.

Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года инструкции подлежат переизданию.

В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес научно - технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ "Промышленная безопасность") по адресу:

103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5.

 

Перечень

сокращений, принятых в инструкциях

 

АК - акустический каротаж

БМК - боковой микрокаротаж

БК - боковой каротаж

БКЗ - боковое каротажное зондирование

ВВ - взрывчатые вещества

ВМ - изделия из взрывчатых веществ, включая заряды, детонирующие шнуры, средства инициирования

ВНК - водонефтяной контакт

ГВК - газоводяной контакт

ГГК-Л - литоплотностной гамма - гамма - каротаж

ГГК-П - плотностной гамма - гамма - каротаж

ГДК - гидродинамический каротаж

ГИВ - гидравлический индикатор веса

ГИС - геофизические исследования скважин

ГК - гамма - каротаж

ГНК - газонефтяной контакт

ДК - диэлектрический каротаж

ДС - диаметр скважины

ЕПБВР - Единые правила безопасности при взрывных работах

ИГН - импульсной генератор нейтронов

ИИИ - источники ионизирующих излучений

ИК - индукционный каротаж

ИКЗ - индукционное каротажное зондирование

ИНК - импульсный нейтронный каротаж

ИПТ - испытатель пластов на трубах

ИСФ - индекс свободного флюида

КВД - коэффициент восстановления давления

КО - керноотборник на кабеле

КС - кажущееся сопротивление

ЛКС - лаборатория каротажной станции

ЛММ - локатор магнитного металла

ЛПС - лаборатория перфораторной станции

МБУ - морская буровая установка

МК - микрокаротаж

МНГС - морское нефтегазодобывающее сооружение

МСП - морская стационарная платформа

НК - нейтронный каротаж

ОК - оплетка (броня) каротажного кабеля

ОПК - опробование пластов на кабеле

ПБУ - плавучая буровая установка

ПВА - прострелочный (взрывной) аппарат; прострелочно - взрывная аппаратура. Снаряженный ПВА - аппарат с установленными в нем зарядами ВВ и детонационной цепью. Заряженный ПВА - снаряженный аппарат с установленным в нем средством инициирования.

ПВР - прострелочно - взрывные работы

ПЖ - промывочная жидкость

ПК - каротажный подъемник

ПС - потенциал самопроизвольной поляризации

ПТЭ и ПТБЭ - Правила технической эксплуатации и Правила техники безопасности электроустановок потребителей

ПУЭ - Правила устройства электроустановок

РВ - радиоактивное вещество

РК - радиоактивный каротаж

СГК - спектрометрический гамма - каротаж

СГП - скважинный геофизический прибор

СИ - средство инициирования

СПО - спуско - подъемные операции

УЭС - удельное электрическое сопротивление

ФЭС - фильтрационно - емкостные свойства

ЦЖК - центральная жила каротажного грузонесущего кабеля

ЭВС - электровзрывная сеть

ЭСИ - электрическое средство инициирования

ЯМК - ядерно - магнитный каротаж

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

Настоящие Инструкции охватывают все основные вопросы, связанные с безопасным ведением геофизических работ в скважинах, при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, исследования подземных вод и подземных газовых хранилищ в пористой среде (далее - скважинах); требования Инструкций распространяются на все предприятия, организации, фирмы (в дальнейшем - предприятия), независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности.

Инструкции распространяются на геофизические работы в процессе бурения и на законченные бурением скважины с целью получения геологической и технической информации, контроля технологических операций по испытаниям пластов и проведения прострелочно - взрывных работ при эксплуатации скважин и разработке залежей углеводородов.

Все действующие на предприятиях инструкции и другие нормативные и технические документы должны быть приведены в соответствие с настоящими Инструкциями.

Геофизические работы должны выполняться специализированными организациями по договорам с организациями, осуществляющими бурение и добычу углеводородов. В договорах определяются взаимные обязательства сторон.

Объем и комплекс геофизических исследований (ГИС) в процессе бурения скважины, а также требования по безопасности, предъявляемые к объекту и технологии ИПТ и ПВР должны быть регламентированы в соответствующих разделах проекта на строительство скважины.

Геофизические работы должны выполняться с учетом требований Норм радиационной безопасности, Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правил эксплуатации электроустановок, Единых правил безопасности при взрывных работах и других действующих нормативных документов.

К руководству геофизическими исследованиями допускаются лица, имеющие высшее, среднее специальное образование или закончившие специальные курсы, дающие право ведения этих работ.

К работе по обслуживанию геофизической аппаратуры и оборудования допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и проверку знаний по основным и совмещаемым профессиям.

Типовые инструкции по безопасности при геофизических работах содержат:

- сведения по организации геофизических работ;

- сведения о назначении методов ГИС и решаемых ими задачах;

- основные и дополнительные комплексы исследований;

- требования к применяемой аппаратуре, оборудованию, кабелю, вспомогательным приспособлениям и устройствам, применяемым при проведении ГИС;

- требования по подготовке скважины и проведению ГИС, ИПТ и ПВР;

- сведения о возможных авариях при геофизических работах и способах их ликвидации.

Типовые инструкции построены с учетом технологической последовательности выполнения геофизических работ при бурении, заканчивании скважин, контроле технического состояния (ГИС), испытании (ИПТ), вторичном вскрытии пластов (ПВР) и обеспечении информацией в процессе разработки залежей углеводородов:

- по безопасности при ГИС в процессе бурения скважин;

- по безопасности работ при исследовании скважин трубными испытателями пластов (ИПТ);

- по безопасности исследования технического состояния ствола скважин, труб и затрубного пространства;

- по безопасности взрывных работ (ПВР) при строительстве и эксплуатации скважин;

- по безопасности при исследованиях фонда скважин для контроля разработки залежей нефти и газа.

Ряд положений и требований Инструкций имеют прямое действие, другие должны служить основой для разработки документов предприятий с учетом конкретных условий региона.

Настоящие инструкции разработаны НТЦ "Промышленная безопасность" Госгортехнадзора России в развитие действующих правил с целью уточнения и конкретизации их требований применительно к особенностям производственного процесса ГИС, ИПТ и ПВР в скважинах. При разработке инструкций учтены и обобщены требования отраслевых и ведомственных нормативных и руководящих документов, регламентирующих организацию и выполнение геофизических работ с точки зрения обеспечения их безопасности. Учтен накопленный опыт применения новых технических средств и технологий.

Инструкции предназначены для инженерно - технических работников геофизических, геологоразведочных, буровых, нефтегазодобывающих и иных добывающих предприятий, связанных с проектированием, обеспечением и выполнением геофизических работ в скважинах.

Настоящие инструкции являются типовыми и регламентируют требования безопасности при ТИС и ПВР, виды и методы которых определены действующей Технической инструкцией по проведению ГИС, ИПТ, ПВР, выполняемых с применением освоенных производством и допущенных органами надзора к применению технических средств и технологий.

При применении новых технических средств и технологий, выполнение ГИС, ПВР в особых, не учтенных настоящими Инструкциями условиях, производственные геофизические организации (предприятия) вправе разрабатывать и утверждать по согласованию с органами госгортехнадзора местные инструкции, не противоречащие требованиям правил.

 

 

 

 

 

 

1. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЯХ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

 

1.1. Задачи и комплекс геофизических исследований

 

Получение полной информации о разрезе скважины обеспечивается применением полного современного комплекса методов ГИС. Состав комплекса обуславливается назначением скважины (геологическими задачами, поставленными перед бурением), геолого - геофизической характеристикой изучаемого разреза, технологиями и условиями измерений.

1.1.1. Перечень геологических задач, решаемых по данным методов ГИС, широк и разнообразен. Материалы ГИС используются для: литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин; выделения в разрезе коллекторов; разделения коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов на газо- и нефтеносные; определения положения контактов между пластовыми флюидами (ГНК, ВНК, ГВК), эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения; определения пластовых давлений, пластовых температур, неоднородности пластов (объектов); прогноза потенциальных удельных дебитов, а также прогнозирования геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространстве.

1.1.2. Геофизические исследования для изучения открытого ствола скважин включают электрические и электромагнитные, акустические, радиоактивные, гидродинамические методы, отбор кернов приборами на кабеле, а также термометрию, кавернометрию, резистивиметрию, наклонометрию, ядерно - магнитный каротаж и специальные технологии для выделения коллекторов: закачка изотопов, временные повторные измерения, измерения на двух промывочных жидкостях и др.

Возможно применение других методов по мере их разработки (электросканер и др.).

1.1.3. Каждый из применяемых методов и специальных технологий имеет конкретное назначение и обеспечивает получение данных об определенных геофизических характеристиках и физических свойствах разреза (см. табл. 1).

 

Таблица 1

 

МЕТОДЫ ГИС,

ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ОТКРЫТОГО СТВОЛА

НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

┌───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┐

│ N │ Метод │Шифр│Регистрируемые│Назначение│ Область применения; │

│п/п│               условия               основные решаемые 

                                             задачи       

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│ 1 │   2   │ 3        4           5               6         

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

           1. Электрические и электромагнитные методы          

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│1.1│Элект- │ЭК  │Кажущееся     │Измерение │Пресные ПЖ: определе-│

   │ричес- │    │удельное соп- │характе-  │ние УЭС пластов, рас-│

   │кий ка-│    │ротивление    │ристик    │чет радиальной неод- │

   │ротаж      │горных пород  │электри-  │нородности, определе-│

   │методом│    │градиент- и   │ческого   │ние характера насы- 

   │сопро- │    │потенциал зон-│поля      │щенности пластов, ко-│

   │тивле- │    │дами                    │эффициентов нефтега- │

   │ний                                │зонасыщенности в    

                                      │комплексе с другими 

                                      │методами            

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.2│Боковое│БКЗ │Кажущееся     │Измерение │То же, с большей дос-│

   │каро-      │удельное соп- │характе-  │товерностью за счет 

   │тажное │    │ротивление    │ристик    │увеличения количества│

   │(элект-│    │горных пород  │сопротив- │зондов               

   │ричес- │    │на однотипных │ления                         

   │кое)       │зондовых уста-│электри-                      

   │зонди- │    │новках различ-│ческого                       

   │рование│    │ной длины     │поля в ра-│                    

                            │диальном                      

                            │направле- │                    

                            │нии от                        

                            │ствола                        

                            │скважины                      

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.3│Каротаж│ПС  │Потенциал са- │Измерение │Терригенный разрез: 

   │потен- │    │мопроизвольной│характе-  │выделение коллекто- 

   │циалов │    │поляризации   │ристик ес-│ров, глин и глинистых│

   │само-      │горных пород  │тественно-│разностей, определе- │

   │произ- │                  │го элект- │ние коэффициентов по-│

   │вольной│                  │рического │ристости в комплексе │

   │поляри-│                  │поля, вы- │с другими методами  

   │зации                    │званного                      

                            │самопроиз-│                     

                            │вольной                       

                            │поляриза- │                    

                            │цией                          

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.4│Микро- │МК  │Кажущееся соп-│Измерение │ПЖ на пресной водной │

   │каротаж│    │ротивление ма-│характе-  │основе: выделение   

   │(элект-│    │лыми градиент-│ристик    │коллекторов         

   │ричес- │    │и потенциал   │электри-                      

   │кий)       │зондами на    │ческого                       

              │прижимном изо-│поля вбли-│                    

              │ляционном баш-│зи стенки │                    

              │маке          │скважины                      

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.5│Боковой│БК  │Кажущееся соп-│Измерение │ПЖ на водной основе: │

   │каротаж│    │ротивление    │характе-  │решение задач, ЭК по │

   │(элект-│    │зондами с эк- │ристик    │п. 1.1 в комплексе с │

   │ричес- │    │ранными элект-│электри-  │БКЗ, ИК с повышенным │

   │кий)       │родами и фоку-│ческого   │разрешением по верти-│

              │сировкой тока │поля с по-│кали                

                            │вышенным                      

                            │разрешени-│                    

                            │ем по вер-│                    

                            │тикали и                       

                            │повышенной│                    

                            │глубин-                       

                            │ностью по │                    

                            │радиусу от│                    

                            │скважины                      

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.6│Боковой│БМК │Кажущееся соп-│Измерение │ПЖ на водной основе: │

   │микро- │    │ротивление фо-│характе-  │оценка УЭС промытой 

   │каротаж│    │кусированными │ристик    │(ближней к стенке   

   │(элект-│    │микробоковыми │электри-  │скважины) зоны, выде-│

   │ричес- │    │зондами на    │ческого   │ление коллекторов   

   │кий)       │прижимном баш-│поля вбли-│                    

              │маке          │зи стенки │                    

                            │скважины с│                    

                            │очень вы- │                    

                            │соким раз-│                    

                            │решением                      

                            │по верти- │                    

                            │кали (до                       

                            │0,2 м)                        

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.7│Индук- │ИК  │Кажущаяся     │Измерение │Пресные ПЖ: в комп- 

   │ционный│    │удельная      │характе-  │лексе с БКЗ, решение │

   │каротаж│    │электропровод-│ристик    │задач ЭК по п. 1.1  

   │(элект-│    │ность горных  │электро-                      

   │ромаг- │    │пород         │магнитного│                    

   │нитный)│                  │поля, ха- │                    

                            │рактеризу-│                    

                            │ющих элек-│                    

                            │тропровод-│                    

                            │ность гор-│                    

                            │ных пород │                    

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.8│Много- │ИКЗ │Кажущаяся     │Измерение │Пресные ПЖ: в комп- 

   │зондо- │    │удельная      │характе-  │лексе с БК (без БКЗ) │

   │вый ин-│    │электропровод-│ристик    │решение задач по    

   │дукци- │    │ность горных  │электро-  │п. 1.1              

   │онный      │пород на раз- │проводнос-│                    

   │каротаж│    │личных зондах │ти горных │                    

                            │пород в                       

                            │радиальном│                    

                            │направле- │                     

                            │нии                           

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│1.9│Диэ-   │ДК  │Кажущаяся диэ-│Измерение │Пресные ПЖ: оценка  

   │лектри-│    │лектрическая  │характе-  │характера насыщения и│

   │ческий │    │проницаемость │ристик    │коэффициентов нефте- │

   │каротаж│    │горных пород. │электро-  │газонасыщенности;   

   │(элект-│    │Сдвиг фаз     │магнитного│соленые ПЖ: выделение│

   │ромаг- │                  │поля, ха- │коллекторов         

   │нитный)│                  │рактеризу-│                    

                            │ющих диэ- │                    

                            │лектричес-│                    

                           │кую прони-│                    

                            │цаемость                      

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

                    2. Радиоактивные методы                    

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│2.1│Гамма -│ГК  │Мощность экс- │Измерение │Выделение глин, опре-│

   │каротаж│    │позиционной   │интеграль-│деление глинистости 

              │дозы гамма -  │ных харак-│                     

              │излучения гор-│теристик                      

              │ных пород     │естествен-│                    

              │(МЭД)         │ной радио-│                    

                            │активности│                     

                            │горных                        

                            │пород                         

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│2.2│Спект- │СГК │Массовое со-  │Измерение │Разделение глинистых │

   │ромет- │    │держание ес-  │дифферен- │разностей и неглинис-│

   │ричес- │    │тественных ра-│циальных  │тых, характеризующих-│

   │кий        │диоактивных   │энергети- │ся повышенным интег- │

   │гамма -│    │элементов     │ческих ха-│ральным ГК; выделение│

   │каротаж│    │(ЕРЭ) тория,  │рактерис- │ураносодержащих пород│

              │урана, калия  │тик ес-   │и др.               

                            │тественной│                    

                           │радиоак-                      

                            │тивности                      

                            │горных по-│                    

                            │род                           

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│2.3│Нейт-  │НК  │Интенсивность │Измерение │Определение коэффици-│

   │ронный │    │вторичного    │характе-  │ентов пористости и  

   │каротаж│    │нейтронного   │ристик    │литологии в комплексе│

   │(в за- │    │излучения на  │вторичного│с ГГК и АК          

   │виси-      │различных зон-│нейтронно-│                    

   │мости      │дах. Кажущаяся│го излуче-│                    

   │от         │(водородная)  │ния в гор-│                     

   │энергии│    │пористость    │ных поро- │                    

   │регист-│    │горных пород  │дах при                       

   │рируе- │                  │облучении │                    

   │мых                      │их внешним│                    

   │нейтро-│                  │источником│                    

   │нов                      │нейтронов │                    

   │разли- │                                                

   │чают НК│                                                

   │с изме-│                                                

   │рением │                                                

   │харак- │                                                

   │терис- │                                                

   │тик                                                    

   │тепло- │                                                

   │вых                                                     

   │(НКт) и│                                                

   │надтеп-│                                                

   │ловых                                                  

   │нейтро-│                                                 

   │нов                                                    

   │(НКнт).│                                                

   │Ней-                                                   

   │тронный│                                                

   │гамма -│                                                

   │каротаж│                                                

   │(НГК)                                                  

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│2.4│Плот-  │ГГКП│Интенсивность │Измерение │Определение плотности│

   │ностной│    │вторичного    │плотности │в комплексе с НК и АК│

   │гамма -│    │гамма - излу- │горных по-│- коэффициента порис-│

   │гамма      │чения на двух │род в диа-│тости, литологии    

   │каротаж│    │зондах        │пазоне 1,7│                    

                            │- 3,0                         

                            │г/куб. см │                    

                            │по данным │                    

                            │вторичного│                    

                            │гамма -                       

                            │излучения,│                     

                            │возникаю- │                    

                            │щего при                      

                            │их облуче-│                    

                            │нии внеш- │                     

                            │ним источ-│                    

                            │ником гам-│                    

                            │ма - излу-│                    

                            │чения                         

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│2.5│Лито-  │ГГКЛ│Интенсивность │Измерение │Определение литологии│

   │плот-      │вторичного    │характе-  │(и пористости) горных│

   │ностной│    │гамма - излу- │ристик    │пород со сложным со- │

   │гамма -│    │чения в пяти  │вторичного│ставом в комплексе с │

   │гамма      │временных ок- │гамма -   │НК и АК             

   │каротаж│    │нах на двух   │излучения │                    

              │зондах, индекс│с регист- │                    

              │фотоэлектри-  │рацией                        

              │ческого погло-│"мягкой"                      

              │щения Ре      │составляю-│                    

                            │щей энер- │                    

                            │гетическо-│                    

                            │го спектра│                    

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

                     3. Акустические методы                    

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│3.1│Акусти-│АК  │Скорости (вре-│Измерения │Определение коэффици-│

   │ческий │    │мена пробега  │кинемати- │ента пористости, вы- │

   │каротаж│    │t, t, t) ам-  │ческих и  │деление трещинных   

              │плитуды первых│динамичес-│зон, определение фи- │

              │вступлений    │ких пара- │зико - механических 

              │продольных и  │метров    │свойств горных пород │

              │поперечных    │возбуждаю-│                    

              │волн; их раз- │щего акус-│                    

              │ности и отно- │тического │                    

              │шения, фазо-  │поля                          

              │корреляционные│                              

              │диаграммы                                   

              │(ФКД), волно- │                              

             │вые картинки                                

              │(ВК)                                        

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│3.2│Акусти-│САТ │Волновые кар- │Построение│Выделение трещин на 

   │ческий │    │тинки по отра-│акустичес-│стенках скважин, из- │

   │сканер │    │женным волнам │кого ви-  │менений литологии,  

   │(теле- │    │на высоких    │деоизобра-│наклона пластов в   

   │визор) │    │частотах (1 - │жения сте-│комплексе с другими 

              │2 мГц)        │нок сква- │методами            

                            │жины по                       

                            │периметру │                    

                            │на отра-                      

                            │женных                        

                            │волнах                        

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

                        4. Прямые методы                       

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│4.1│Гидро- │ГДК │Пластовые дав-│Изучение  │В исследуемых интер- │

   │динами-│    │ления по ство-│фильтраци-│валах выделение про- │

   │ческий │    │лу скважин в  │онных па- │ницаемых участков   

   │каротаж│    │процессе мно- │раметров  │(пластов), оценка   

              │горазового оп-│пластов   │проницаемости, харак-│

              │робования че- │непрерывно│тера насыщенности по │

              │рез интервал  │по стволу │отдельным точкам в  

              │до 0,2 м, от- │скважин в │терригенном разрезе 

              │бор единичных │отдельных │                    

              │проб для оцен-│точках                        

              │ки характера  │разреза                       

              │насыщения                                   

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│4.2│Опробо-│ОПК │Образцы проб  │Изучение  │То же, что п. 4.1 для│

   │вание      │пластовых флю-│характера │ГДК, но по отдельным │

   │пластов│    │идов в отдель-│насыщен-  │точкам за один спуско│

   │прибо- │    │ных точках и  │ности     │- подъем            

   │рами на│    │пластовые дав-│пластов и │                    

   │кабеле │    │ления в про-  │их филь-                      

              │цессе отбора  │трационных│                    

              │проб          │параметров│                    

                            │в отдель- │                    

                            │ных точках│                    

                            │разреза                       

                            │скважин                        

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│4.3│Отбор  │КО  │Образцы кернов│Изучение  │Получение предвари- 

   │образ- │    │из стенок     │литологи- │тельных (для ГИС)   

   │цов по-│    │скважин       │ческих ха-│данных о литологии и │

   │род                      │рактерис- │возможных ФЭС плас- 

   │(кер-                    │тик и     │тов, где отобран керн│

   │нов) в │                  │оценка                        

   │скважи-│                  │фильтраци-│                    

   │нах                      │онно - ем-│                    

                            │костных                       

                            │свойств в │                    

                            │отдельных │                    

                            │точках                        

                            │разреза                       

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│4.4│Испыта-│ИПТ │Измерение     │Изучение  │Оценка параметров   

   │ния        │пластового    │гидродина-│пласта, характера на-│

   │пластов│    │давления,     │мических  │сыщения и методов за-│

   │трубны-│    │гидропровод-  │параметров│качивания скважин   

   │ми ис- │    │ности, продук-│пласта,   │(пластового давления │

   │пытате-│    │тивности, от- │характера │Рпл., гидропровод-  

   │лями       │бор пластовых │насыщения,│      k x h         

              │флюидов       │прогнози- │ности -----,         

                            │руемого          мю           

                            │дебита    │коэффициента        

                                      │продуктивности)     

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

                        5. Другие методы                       

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│5.1│Накло- │ -  │Измерения ка- │Определе- │Данные по наклону   

   │номет- │    │жущегося      │ние угла и│пластов используются │

   │рия        │удельного соп-│азимута   │для корреляции разре-│

   │скважи-│    │ротивления    │пластов по│зов скважин и уточне-│

   │ны         │электрическими│измерениям│ния моделей структур │

              │прижимными    │в единич- │                    

              │микроустанов- │ной сква- │                    

              │ками, располо-│жине                          

              │женными в                                   

              │плоскости,                                  

              │перпендикуляр-│                              

              │ной оси сква- │                              

              │жины по не-                                 

              │скольким обра-│                              

              │зующим стенки │                              

              │скважины (4 - │                              

              │6), угла на-                                 

              │клона и азиму-│                              

              │та искривления│                              

              │ствола скважи-│                              

              │ны                                          

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│5.2│Ядерно │ЯМК │а) значения   │Изучение и│Определение эффектив-│

   │- маг- │    │напряжения    │регистра- │ной пористости плас- │

   │нитный │    │сигнала сво-  │ция эффек-│тов; оценка ВНК в   

   │каротаж│    │бодной прецес-│тов сво-  │разрезах с пресными 

              │сии (ССП) в   │бодной    │водами, разделение  

              │фиксированные │прецессии │битуминозных и нефте-│

              │моменты време-│в методе  │носных пластов      

              │ни;           │ядерно -                      

              │б) те же зна- │магнитного│                    

              │чения для од- │резонанса,│                    

              │ного момента  │возникаю- │                    

              │времени при   │щего в                        

              │различном вре-│горных по-│                    

              │мени остаточ- │родах и                        

              │ного тока и   │обуслов-                      

              │поляризации   │ленного                       

                            │ядрами во-│                    

                            │дорода,                        

                            │обладающи-│                    

                            │ми                            

                            │наибольшим│                    

                            │значением │                    

                            │гиромаг-                      

                            │нитного                       

                            │отноше-                       

                            │ния. Рас- │                    

                            │чет ИСФ                       

├───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┤

       6. Методы изучения технического состояния скважин       

├───┬───────┬────┬──────────────┬──────────┬─────────────────────┤

│6.1│Инкли- │ -  │Зенитный угол │Измерение │Данные применяются  

   │номет- │    │и азимут иск- │положения │для контроля траекто-│

   │рия        │ривления ство-│ствола    │рии ствола скважины, │

              │ла скважины   │скважины в│учета поправок при  

                            │пространс-│интерпретации ГИС в 

                            │тве       │наклонных скважинах 

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│6.2│Кавер- │ДС  │Средний диа-  │Измерение │Данные используются 

   │номет- │    │метр скважины │среднего  │для контроля техсос- │

   │рия                      │диаметра  │тояния ствола (кавер-│

                            │скважины  │ны, сальники) и для 

                            │по всему  │расчета цементирова- │

                            │стволу    │ния колонн          

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│6.3│Профи- │ -  │Измерения не- │Измерения │Использование то же, │

   │лемет- │    │скольких ради-│с целью   │что ДС, но детально и│

   │рия        │усов          │построения│дополнительно выделя-│

                            │профиля   │ются опасные желоба и│

                           │сечения   │др.                 

                            │скважины в│                    

                            │плоскости,│                    

                            │перпенди- │                    

                            │кулярной к│                    

                            │ее оси                        

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│6.4│Термо- │ -  │Температура   │Измерения │Применяются для изу- │

   │метрия │    │или ее гради- │с целью   │чения термоградиентов│

              │ент по стволу │определе- │в регионах, для по- 

              │скважины      │ния темпе-│правок и в интерпре- │

                            │ратуры по │тации ГИС, выявлению │

                            │глубине   │мест поглощения конт-│

                            │скважины  │роля ПЖ             

├───┼───────┼────┼──────────────┼──────────┼─────────────────────┤

│6.5│Резис- │ -  │Удельное      │Измерения │Применяются для вве- │

   │томет- │    │электрическое │с целью   │дения поправок в ин- │

   │рия        │сопротивление │изучения  │терпретации ГИС, вы- │

              │жидкости, за- │распреде- │явления поглощений и │

              │полняющей     │ления по  │притоков, контроля  

              │скважину      │глубине   │состояния ПЖ        

                            │УЭС жид-                      

                            │кости, за-│                    

                           │полняющей │                    

                            │скважину                      

└───┴───────┴────┴──────────────┴──────────┴─────────────────────┘

 

1.2. Типовые комплексы ГИС: основные и дополнительные

 

1.2.1. Комплексы геофизических исследований скважин устанавливаются проектом на строительство скважин. Для оценочных, поисковых, разведочных и опережающих разведочно - эксплуатационных скважин в открытом стволе предусмотрен единый типовой комплекс ГИС для решения геологических задач, включающий обязательные и дополнительные виды исследований, а также типовой комплекс для изучения технического состояния скважин.

1.2.2. Исследования опорных, параметрических, структурных и специальных (базовых) скважин должны выполняться по индивидуальным программам.

1.2.3. Комплексы должны быть ориентированы на применение современной цифровой и компьютизированной каротажной техники и комбинированных модульных сборок скважинных приборов.

1.2.4. Типовой комплекс для решения геологических задач в бурящихся нефтегазовых скважинах состоит из:

общих исследований по всему стволу скважин;

детальных исследований в перспективных и продуктивных интервалах;

дополнительных исследований в тех же интервалах.

Сведения о комплексе приведены в табл. 2.


 

Таблица 2

 

ТИПОВЫЕ КОМПЛЕКСЫ МЕТОДОВ ГИС

ДЛЯ РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ОЦЕНОЧНЫХ,

ПОИСКОВЫХ, РАЗВЕДОЧНЫХ И РАЗВЕДОЧНО -

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ

 

 N 
п/п

 Вид работ

                         Методы ГИС                                                                   

ПС

КС

БК

ГК

ННК

НТК

ГГК-П

ДС

терм.

ИК

ДК

БКЗ

БМК

МК

СГК

ГГК-Л

ИНК

ГДК,
ИПТ

ОПК,
ИПТ

ЯМК

КО

Нак-
ло-
но-
мер

За-
кач-
ка 
изо-
то-
пов

Пов-
тор-
ные
из-
ме-
ре-
ния

Из-
ме-
ре-
ния
на 
2-х
ПЖ 

1. 

Общие ис- 
следования,
М 1:500   

-

-

-

+

 +

 +

  + 

+

  + 

+

+

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. 

Детальные 
исследова-
ния,      
М 1:200   

-

-

-

 

 +

 *

  * 

+

 

+

+

 -

 -

-

 *

  * 

 +

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.

Переменная
часть:    
при наличии
в разрезе 
трещинных,
глинистых и
битуминоз-
ных коллек-
торов     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+

 

 

 

 

 

 

 + 

 + 

 +

 

 

 

 

 

2.2.

При наклоне
пластов к 
оси скважи-
ны более 10
мин.      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 + 

 

 

 

2.3.

При низком
выходе    
керна     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+

 

 

 

 

2.4.

При неиз- 
вестном по-
ложении од-
ного или  
нескольких
межфлюидных
контактов 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 + 

 + 

 

 

 

 

 

 

2.5.

При неод- 
нозначной 
геологичес-
кой интерп-
ретации   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 + 

 + 

 

+

 

 

 

 

3. 

Дополни-  
тельные ис-
следования
для изуче-
ния сложных
разрезов, 
М 1:200   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 +

 

 

 +

 

 +

 

 

 

 

 

 + 

 + 

 + 

 

"-" - не проводятся в скважинах, бурящихся на непроводящей ПЖ;

"*" - в интервалах сплошного отбора керна могут регистрироваться в М 1:20.

 

1.2.5. Общие исследования проводятся по всему стволу скважины с шагом квантования по глубине 0,2 м. При регистрации аналоговых кривых ГИС этому шагу квантования соответствует масштаб глубин 1:500.

1.2.6. В скважинах с непроводящей ПЖ часть методов из комплекса общих исследований исключается.

1.2.7. В состав комплекса общих исследований для поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин дополнительно включают геолого - технологические исследования (ГТИ). Комплекс ГТИ устанавливается для решения геологических и технологических задач в конкретных условиях.

1.2.8. Детальные исследования перспективных и продуктивных интервалов осуществляются с шагом квантования 0,1, что соответствует для аналоговой регистрации масштабу глубин 1:200.

1.2.9. Комплекс детальных исследований состоит из обязательной части, единой для всех регионов страны, и переменной части, содержание которой определяется задачами, решаемыми конкретной скважиной, и геолого - техническими условиями в скважине.

1.2.10. В осложненных скважинах (наклонных, с большими размывами стенок и др.) обязательные исследования для решения геологических задач выполняют также в процессе бурения. Они включают ГТИ и исследования приборами на бурильном инструменте: инклинометр, ГК, КС и др. (по мере разработки).

1.2.11. Дополнительные геофизические исследования выполняются с шагом квантования 0,1 м для выделения сложнопостроенных коллекторов. Они включают применение искусственных изотопов и часть обязательных исследований при смене скважинных условий (на двух ПЖ, повторные измерения во времени по мере формирования зоны проникновения и других). Дополнительные исследования планируют и выполняют по индивидуальным программам.


1.2.12. Типовой комплекс для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает исследования по всему стволу скважин и исследования в открытом стволе (см. табл. 3).

 

Таблица 3

 

ТИПОВОЙ КОМПЛЕКС ГИС ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ

ОТКРЫТОГО СТВОЛА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН

 

 N
п/п

   Виды работ   

Виды исследований и характеристик разреза

исследования по всему
   стволу скважины,  
  масштабы 1:500 или 
        1:1000       

  исследования в  
 открытом стволе, 
  масштабы 1:500  
    или 1:1000    

1.

Резистивиметрия 

           +         

 

2.

Термометрия     

           +         

 

3.

Инклинометрия   

 

          +       

4.

Профилеметрия   

 

          +       

 

1.3. Требования к аппаратуре, оборудованию и кабелю

 

1.3.1. ГИС должны проводиться с помощью аппаратуры, оборудования и кабеля, допущенных к применению в установленном порядке. Экспериментальные образцы допускаются к применению по согласованию бурового и геофизического предприятий.

1.3.2. Вся применяемая аппаратура, оборудование и технология должны иметь эксплуатационную документацию.

1.3.3. Внесение каких-либо изменений в конструкцию аппаратуры и оборудования допускается только при их согласовании с организацией - разработчиком.

1.3.4. Аппаратура и оборудование, отработавшие установленный ресурс или срок эксплуатации, допускаются к дальнейшей эксплуатации только на основании акта испытаний комиссией, в акте устанавливается срок повторных испытаний.

1.3.5. Лаборатории каротажных станций (в дальнейшем - лаборатории) должны обеспечивать выполнение полного комплекса ГИС с цифровой регистрацией с шагом квантования 0,2 - 0,5 м и при необходимости аналоговую регистрацию первичных и вычисленных данных в масштабах глубин 1:20 - 1:1000, при этом диапазон частот неискаженной записи должен быть не менее 1,5 Гц.

1.3.6. Подъемники каротажных станций (в дальнейшем - подъемники) должны обеспечивать спуск и подъем кабеля с СГП в скважине при проведении ГИС в диапазоне скоростей 0,03 - 2,8 м/с.

1.3.7. Кабели должны обеспечивать спуск и подъем СГП в скважину, питание СГП электроэнергией, передачу сигналов от СГП в лабораторию, а также сигналов управления из лаборатории к СГП, определение глубины расположения СГП.

1.3.8. Выбор кабеля осуществляют в зависимости от комплекса ГИС, применяемой аппаратуры, глубины скважины, термобарических условий, необходимости работ через лубрикатор и др.

1.3.9. Вспомогательное оборудование должно обеспечивать:

индикацию движения СГП;

определение скорости спуска и подъема кабеля;

измерение натяжения кабеля;

измерение длины кабеля;

направление кабеля в скважину;

крепление кабеля к СГП;

поддержание температуры в салонах лаборатории и подъемника, регламентированной НД на них.

1.3.10. При разработке новых каротажных станций и скважинной аппаратуры рекомендуется предусматривать компьютеризацию всех работ при ГИС, в т.ч. технологических процессов с использованием информации о натяжении кабеля в зоне СГП и на устье скважины, о перемещении СГП в скважине, текущих значениях температуры и давления, поступающих от СГП.

1.3.11. Электрическое сопротивление изоляции цепей аппаратуры должно быть, не менее:

    для измерительных цепей         5 МОм;

    для силовых цепей               2 МОм;

    для приборного заземления       1 МОм.

1.3.12. Аппаратура должна обеспечивать подачу контрольных сигналов с погрешностью не более 1% для градуировки, установки и контроля масштабов регистрации.

1.3.13. Многоканальная аппаратура должна обеспечивать величину взаимного влияния каналов не более 3%.

1.3.14. Аппаратура ЭК обычными зондами должна обеспечивать измерения КС в динамическом диапазоне не менее 1000, УЭС ПЖ в диапазоне 0 - 20 Ом.м и ПС с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.15. Аппаратура БК должна обеспечивать измерение КС в диапазоне не менее 0 - 5000 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.16. Аппаратура ИК должна обеспечивать измерение кажущейся удельной проводимости в диапазоне не менее 10 - 4000 мОм/м с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.17. Аппаратура МК должна обеспечивать одновременное измерение КС потенциал- и градиент- микрозондами в диапазоне не менее 0 - 100 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 10%, а также диаметра скважины микрокаверномером с погрешностью измерений не более 5 мм.

1.3.18. Аппаратура БМК должна обеспечивать одновременное измерение КС в диапазоне не менее 0 - 300 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 7% и диаметра скважины микрокаверномером с погрешностью измерений не более 5 мм.

1.3.19. Аппаратура АК должна обеспечивать одновременное измерение интервального времени в диапазоне не менее 140 - 600 мкс/м с основной погрешностью измерений не более 3% и коэффициента затухания в диапазоне не менее 0 - 30 дБ/м с основной погрешностью измерений не более 15%.

1.3.20. Аппаратура РК должна обеспечивать выполнение следующих требований:

1.3.20.1. Нелинейность счетной характеристики - не более 2%.

1.3.20.2. Величину просчета - не более 20%.

1.3.20.3. Относительную среднеквадратичную погрешность измерений, не более:

для ГК - 3% при специальных исследованиях, 5% при детальных исследованиях, 6% при общих исследованиях;

для НК - 2% при специальных исследованиях, 3% при детальных исследованиях, 4% при общих исследованиях;

для ГГК-П и ГГК-Л - 0,03 г/куб. см для пластов мощностью более 3 м, 0,04 г/куб. см для пластов мощностью 1,5 - 3 м, 0,05 г/куб. см для пластов мощностью 1 - 1,5 м.

1.3.20.4. Наличие стабилизации спектрометрической схемы аппаратуры СГК.

1.3.21. Аппаратура ИНК должна удовлетворять следующим требованиям:

ИГН должны быть оснащены нейтронными трубками с выходом нейтронов не менее 10000000 н/с, нестабильностью выхода нейтронов в температурном диапазоне работы ИГН не более 30% в течение 8 ч;

фон детекторного блока должен быть не более 20 имп./мин. для высокочастотных трубок и 100 имп./мин. - для низкочастотных;

просчет измерительного тракта на первой задержке должен быть не более 5%, нелинейность на больших скоростях счета - до 5%.

1.3.22. Аппаратура ЯМК должна удовлетворять следующим основным требованиям:

порог чувствительности при выделении коллекторов в скважинах диаметром до 280 мм - не менее 1% ИСФ;

нелинейность амплитудной характеристики измерительного канала не должна превышать 5% в диапазоне 30 дБ.

1.3.23. Аппаратура ДК должна обеспечивать регистрацию разности фаз и амплитуду напряженности магнитной компоненты электромагнитного поля, создаваемого током зонда, с погрешностью не более 2 град. для фазы и 5% для отношения амплитуд для пластов мощностью более 0,7 м.

1.3.24. Скважинные термометры должны:

обеспечивать точность измерения температуры 0,5 град. C при определении температуры пласта и термоградиента и 2 град. C в остальных случаях;

обладать возможно меньшей постоянной времени, в любом случае ее величина не должна превышать 6 с.

1.3.25. Каверномеры должны обеспечивать:

измерение диаметра скважины с погрешностью не более 10 мм, определяемой по измерениям в колонне;

раскрытие и закрытие измерительных рычагов по команде из лаборатории.

1.3.26. Аппаратура наклонометрии должна обеспечивать:

а) одновременное измерение:

угла наклона пласта в диапазоне 0 - 90 град. с погрешностью до 0,5 град.;

азимута падения пласта в диапазоне 0 - 360 град. с погрешностью до 5 град.;

угла отклонения оси скважины от вертикали в диапазоне 0 - 50 град., с погрешностью до 0,5 град.;

азимута скважины в диапазоне 0 - 360 град. с погрешностью до 4 град.;

диаметра скважины с погрешностью до 5 мм;

б) построение сечений и наклонограмм в заданных точках или интервалах по программе.

1.3.27. Опробователи пластов на кабеле должны обеспечивать:

изоляцию исследуемого участка стенки скважины;

вызов притока флюида из пласта;

измерение давления в пробоотборнике в процессе его заполнения флюидом;

герметизацию пробы и вынос ее на поверхность.

1.3.28. Аппаратура ГДК должна обеспечивать:

изоляцию исследуемого участка стенки скважины;

многократные, не менее 15, возбуждения притока флюида из пласта;

изменение депрессии при отборе флюида;

измерение давления в процессе притока;

герметизацию пробы и вынос ее на поверхность.

1.3.29. Скважинные керноотборники (КО) должны обеспечивать:

получение образцов, объем которых позволяет определить литологическую характеристику и оценить характер насыщенности;

контроль работы привода и подачи бура в процессе отбора;

отбор керна из одного интервала за один спуск.

1.3.30. На шасси станций, лабораторий, подъемников, корпусах контейнеров и блоков с аппаратурой, устанавливаемых вне общей стойки наземных приборов в местах, доступных для обслуживания и осмотра, должны быть установлены металлические болтовые зажимы для подключения заземляющих проводников.

1.3.31. В конструкции наземных приборов должны быть предусмотрены световая индикация включения сетевого напряжения красного цвета и предохранитель в ее цепи.

1.3.32. В конструкции аппаратуры, включение органов управления которой требует определенной последовательности, должна быть предусмотрена защита от нарушения последовательности операций.

1.3.33. Конструкция аппаратуры и оборудования с движущимися частями должна обеспечивать предотвращение непредусмотренного пуска этих частей.

1.3.34. Подъемники должны быть укомплектованы спуско - подъемной системой, позволяющей проводить работы с применением подвесного и направляющего роликов, а также блок - баланса.

1.3.35. Прочность узла крепления направляющего ролика блок - баланса должна не менее чем в 3 раза, а подвесного - не менее чем в 4 раза превышать номинальное разрывное усилие применяемого кабеля.

Прочность узлов крепления проверяется при выпуске с завода - изготовителя, после каждого ремонта, но не реже 1 раза в год.

1.3.36. Конструкция подъемника должна обеспечивать:

1.3.36.1. Автоматическую укладку кабеля на барабане лебедки без разрежения или перехлестывания витков.

1.3.36.2. Превышение диаметра бочки барабана не менее чем в 40 раз по отношению к диаметру применяемого кабеля.

1.3.36.3. Емкость барабана, при которой остается не менее половины последнего ряда витков кабеля после спуска на максимальную глубину исследований.

В новых конструкциях:

1.3.36.4. Отключение привода лебедки при заранее заданных превышениях нагрузки - ограничение грузоподъемности.

1.3.36.5. Возможность остановки и фиксации механизма спуска или подъема кабеля в любом положении при отключении привода лебедки.

1.3.37. Конструкция СГП должна обеспечивать:

1.3.37.1. Возможность извлечения приборов из скважины в случае прихвата или оставления.

1.3.37.2. Прочность и устойчивость к воздействию гидростатического давления и температуры в скважине, превышающих их предельные значения в интервале исследований на 20% и 15 град. C соответственно, в течение времени, составляющего 10% нормируемого для предельных условий.

1.3.37.3. Предотвращение при работе в скважине возможности деформации приборов, разрушения (разделения на части) при воздействии вибрационных и ударных нагрузок.

1.3.37.4. Наибольший поперечный размер СПГ, включая приборы с управляемыми и неуправляемыми прижимными устройствами, должен быть не менее чем на 25 мм меньше диаметра долота, которым осуществлялось бурение открытого ствола исследуемой скважины, и не менее чем на 10 мм меньше минимального проходного отверстия труб, через которые предполагается осуществлять спуск и подъем СГП в интервал исследований.

1.3.38. Конструкция СГП, в которых при функционировании используются источники ионизирующих излучений (ИИИ), должна обеспечивать:

1.3.38.1. Целостность ИИИ.

1.3.38.2. Сохранение проектного положения ИИИ при всех режимах эксплуатации.

1.3.38.3. Отметку на наружной поверхности корпуса места расположения ИИИ способом, исключающим исчезновение отметки в течение всего срока эксплуатации.

1.3.38.4. Отсутствие сорбирующих свойств материала корпуса и его покрытия и стойкость их к дезактивирующим водным растворам лимонной кислоты или гидроокиси натрия с концентрацией до 10 г/л.

1.3.38.5. Отсутствие на наружной поверхности корпуса участков (щелей, каверн и т.п.), на которых могут скапливаться или создаваться загрязнения, трудноудаляемые средствами очистки или дезактивации.

1.3.39. При проведении ГИС должны применяться кабели, отвечающие следующим требованиям:

1.3.39.1. Термобаропрочность и устойчивость в соответствии с п. 1.3.37.2 настоящей Инструкции.

1.3.39.2. Электрические параметры:

электрическое сопротивление жил кабеля постоянному току, измеренное при температуре 20 град. C и пересчитанное на длину 1 км, должно быть не более: 40 Ом для кабелей со сталемедными жилами и 25 Ом для кабелей с медными жилами;

значение волнового сопротивления кабелей, кроме коаксиальных, замеренное между жилой и броней на частоте 50 кГц, должно быть не более: 100 Ом для кабелей со сталемедными жилами, 80 Ом для кабелей с медными жилами и 90 Ом для центральных жил семижильных кабелей;

значение коэффициента затухания кабелей, кроме коаксиальных, замеренное между жилой и броней на частоте 50 кГц и пересчитанное на длину 1 км, должно быть не более: 10 дБ для кабелей со сталемедными жилами и 8 дБ для кабелей с медными жилами;

электрическое сопротивление изоляции новых кабелей, измеренное между жилой и броней при температуре 20 град. C и влажности 80% и пересчитанное на длину 1 км, должно быть не менее 15 МОм;

электрическое сопротивление изоляции кабелей при предельных условиях эксплуатации должно быть не менее 2,5 МОм на рабочую длину.

1.3.39.3. Подсоединение кабеля к СГП в стандартных условиях проведения работ должно осуществляться с помощью кабельных наконечников.

1.3.39.4. Состояние брони кабеля проверяют:

а) визуально через 200 км пробега по ролику блок - баланса до 1000 км пробега;

б) с замером диаметра кабеля через каждые 300 км пробега после 1000 км пробега;

в) с контролем разрывного усилия кабеля после работы в скважинах, содержащих в промывочной жидкости агрессивные вещества (сероводород, соляную кислоту и др.). Методика контроля регламентируется инструкцией предприятия.

 

1.4. Требования по подготовке скважин к проведению ГИС

 

1.4.1. ГИС разрешается выполнять только в специально подготовленных скважинах. Подготовка должна обеспечивать безопасную эксплуатацию геофизической аппаратуры и оборудования, беспрепятственный спуск СГП в течение времени, необходимого для выполнения всего комплекса ГИС.

Подготовленность скважины подтверждается актом согласно Приложению 1.

1.4.2. Площадка для размещения геофизического оборудования должна:

а) обеспечивать установку единиц оборудования с шириной прохода между ними не менее 3 м, но быть не менее 10 x 10 м;

б) обеспечивать возможность установки подъемника в горизонтальном положении и видимость с места машиниста мостков и устья скважины;

в) иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию подъемников и лабораторий в аварийных ситуациях своим ходом или буксировкой;

г) исключать скопление отработанных газов от двигателя привода лебедки и бензоэлектрического агрегата;

д) обеспечить освещенность в темное время суток, не менее, лк:

места установки блок - баланса, розеток, рубильника, подсоединения заземляющих проводников, прохождения кабеля - 50 от ламп накаливания и 75 от люминесцентных ламп;

места установки подвесного блока, зоны переноски СГП, переходов персонала, трассы силовых и соединительных проводов - 20 от ламп накаливания и 30 от люминесцентных ламп.

1.4.3. В случае проведения работ на искусственных сооружениях: эстакадах, МБУ - геофизическое оборудование размещается согласно схемам, согласованным буровым и геофизическим предприятиями. При этом:

а) в случае контейнерного способа размещения оборудования площадь рабочего места должна быть не менее 10 x 20 м;

б) в случае каютного способа размещения - 10 x 14 м;

в) вблизи рабочих мест должны быть выделены каюты или другие помещения для ремонтной мастерской и хранения РВ;

г) постаменты под подъемники должны иметь паспорта и инструкции по эксплуатации.

1.4.4. Для подключения геофизического оборудования и аппаратуры к силовой сети буровой у края площадки для размещения геофизического оборудования, но не далее 40 м от нее, должен быть установлен щит с отключающим устройством и унифицированной четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и трехполюсной на 220 В с заземляющими контактами.

1.4.5. Для подключения заземляющих проводников к контуру заземления буровой должны быть обозначены специальные места.

Подсоединение должно выполняться болтами или струбцинами.

1.4.6. Буровое оборудование должно быть исправно для обеспечения возможности его использования при проведении геофизических работ. Во время выполнения ГИС на буровой должна находиться вахта буровой бригады.

1.4.7. К устью бурящейся скважины должна быть подведена техническая вода, а при работе в условиях отрицательных температур и при бурении с применением раствора на нефтяной основе - дополнительно горячая вода или пар.

1.4.8. Подготовка скважины должна включать:

проработку ствола на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов диаметра, мест сужения и пробок;

обеспечение однородности промывочной жидкости по всему интервалу исследований;

приведение параметров промывочной жидкости в соответствие с требованиями геолого - технического наряда, при этом вязкость промывочной жидкости должна быть не более 90 с, содержание твердых частиц не более 5%, скважина не должна газировать, переливать или поглощать с понижением уровня более 15 м/ч.

1.4.9. В случае невозможности подготовить скважину в соответствии с требованиями настоящей Инструкции, ГИС выполняют по проектам, совместно разрабатываемым геофизическим предприятием и Заказчиком.

Если при этом возникает необходимость соблюдения требований, регламентация которых в действующих НД и правилах отсутствует, то руководство предприятий должно принять меры по безусловному обеспечению безопасности работ.

 

1.5. Проведение работ

 

1.5.1. Выполнение ГИС осуществляется на основе договора между предприятием - владельцем скважины (в дальнейшем - заказчик) и геофизическим предприятием.

1.5.2. В договоре, кроме финансовых, организационных и правовых вопросов, в обязательном порядке регламентируются следующие вопросы взаимоотношений сторон:

1.5.2.1. Комплекс общих исследований по всему открытому стволу скважины.

1.5.2.2. Комплекс детальных исследований по стратиграфическим горизонтам с флюидосодержащими пластами.

1.5.2.3. Сроки проведения ГИС после вскрытия флюидосодержащих пластов.

1.5.2.4. Порядок выполнения работ при вскрытии пластов на равновесии.

1.5.2.5. Ответственность сторон за:

а) качество информации;

б) повреждение оборудования сторон;

в) обеспечение персонала геофизического предприятия питанием, медицинским обслуживанием на время пребывания на территории заказчика;

г) обеспечение безопасности персонала сторон.

1.5.3. ГИС в каждом конкретном случае проводятся по заявкам заказчиков партиями, отрядами или другими подразделениями геофизического предприятия (в дальнейшем - партии).

1.5.4. В заявке на проведение ГИС в обязательном порядке должны содержаться следующие сведения:

наименование месторождения, разведочной площади, участка;

N скважины;

тип скважины (вертикальная, наклонно направленная, горизонтальная) и сведения о конструкции;

максимальный зенитный угол;

интервал исследований;

предельные значения температуры и гидростатического давления;

заявляемый комплекс;

тип и состав ПЖ;

содержание нефти в ПЖ на водной основе;

возможность разгазирования ПЖ агрессивными газами;

время начала работ;

маршрут движения к скважине.

1.5.5. К проведению измерений в скважине допускается аппаратура, прошедшая метрологическую поверку и калибровку. Работы по поверке и калибровке должны выполняться в соответствии с требованиями НД по типам аппаратуры и регламентироваться инструкцией предприятия.

1.5.6. СГП и кабель для исследования скважин, предельные значения температуры и гидростатического давления в которых превышают 180 град. С и 100 МПа соответственно, должны опробоваться на стенде по программам, обеспечивающим однозначные выводы об их безопасной эксплуатации в этих условиях.

1.5.7. Подготовка на базе к выполнению ГИС включает:

получение наряда на выполнение ГИС;

ознакомление с геологическими или геофизическими материалами по исследуемой или близлежащей скважине;

проверку подъемника, лаборатории, аппаратуры, инструмента, приспособлений на соответствие условиям работ;

заделку кабельного наконечника;

разметку кабеля.

1.5.8. Заделка кабеля в кабельный наконечник и крепление кабеля производят проволоками наружного повива брони.

1.5.9. Ориентировочное число проволок с временным сопротивлением разрыву 1,6 ГПа, заделываемых в кабельный наконечник для скважин с зенитным углом до 15 град., определяют по табл. 4.

В табл. 4 процент износа указан для участка кабеля, приходящегося на половину глубины скважины.

Для кабелей, проволоки наружного повива которого имеют временное сопротивление разрыву 1,7 - 1,8 ГПа, количество заделываемых проволок увеличивается на 2 шт.

Для скважин с зенитным углом более 15 град., горизонтальных, осложненных и т.п. число проволок в заделке определяется опытным путем в зависимости от конкретных условий работ.

Во всех случаях порядок заделки должен регламентироваться Инструкцией предприятия.

 

Таблица 4

 

┌────────┬───────────────────┬────────┬──────────────────────────┐

│Условный│ Диаметр проволок  │Глубина │   Число проволок брони  

│диаметр │     брони, мм     │исследо-├────────┬────────┬────────┤

│кабеля, ├─────────┬─────────┤ваний, м│ новый  │ износ  │ износ 

   мм   │внутрен- │наружный │        │ кабель │15 - 20%│30 - 40%│

        │ний повив│  повив                                 

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

   1        2        3       4       5       6       7   

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│6,3        0,8      1,1     3000     12      11       9  

                            4000      9       7       5  

                            5000      7       5       -  

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│8,8        1,1      1,3     3000     14      11      11  

│9,4 (П) │                    4000     11       9       7  

                            5000      8       6       -  

                            6000      5       -       -  

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│9,4 (Ф) │   1,1      1,3     3000     13      12      10  

                            4000     10       8       6  

                            5000      7       5       -  

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│10,3       1,1      1,3     3000     16      15      13  

                            4000     13      11       9  

                            5000     10       8       5  

                            6000      7       5       -  

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│12,3 (3)│   1,1      1,3     3000     21      20      18  

                            4000     18      16      14  

                            5000     15      13      10  

                            6000     12      10       7   

                            7000      9       7       -  

├────────┼─────────┼─────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤

│12,3       1,1      1,3     3000     19      18      16  

│(7 + С) │                    4000     15      13      11  

                            5000     11       9       6  

                            6000      7       5       -  

└────────┴─────────┴─────────┴────────┴────────┴────────┴────────┘

 

Примечания. 1. П - кабели с полиэтиленовой изоляцией жил, Ф - то же, фторопластовой.

2. 3 - трехжильные кабели, (7 + С) - семижильные и специальные кабели.

 

1.5.10. При использовании СГП с гибкими элементами (косами) разрывное усилие узла крепления косы к СГП должно составлять не более 75% разрывного усилия заделки кабельного наконечника.

Такие же требования предъявляются к узлу крепления дополнительного груза к СГП.

1.5.11. Разметку кабеля на базе выполняют на стационарной разметочной установке, обеспечивающей имитацию натяжения кабеля, а на буровой - на установке, смонтированной на подъемнике или с помощью мерной ленты.

Имитация натяжения осуществляется плавно или ступенчато через 500 - 1000 м, при этом первый участок кабеля длиной 2000 м может быть размечен при постоянной нагрузке.

В процессе разметки контролируют наличие (нанесение) меток.

1.5.12. Рекомендуются следующие нормативы разметок:

1.5.12.1. Новый кабель в течение первого месяца эксплуатации размечают:

через каждые 5 спуско - подъемных операций при глубине исследований до 3000 м;

через каждые 3 спуско - подъемные операции при глубине исследований до 5000 м;

через каждые 2 спуско - подъемные операции при глубине исследований до 7000 м;

при каждой спуско - подъемной операции при глубине исследований более 7000 м.

Разметку проводят не реже чем перед каждый выездом на скважину.

1.5.12.2. Подлежат повторной разметке кабели:

а) после освобождения от прихвата кабеля или СГП;

б) после нахождения на подъемнике без использования:

более 1 мес. со сроком эксплуатации до 3 мес.;

более 2 мес. со сроком эксплуатации более 3 мес.

1.5.12.3. Периодическую разметку рекомендуется проводить согласно табл. 5.

 

Таблица 5

 

Глубина скважин, м

       Сроки эксплуатации кабеля, мес.      

         до 3        

       свыше 3       

максималь-
ный интер-
вал между 
разметками,
дни       

максималь-
ный пробег
между раз-
метками, 
км       

максималь-
ный интер-
вал между 
разметками,
дни       

максималь-
ный пробег
между раз-
метками, 
км       

до 3000          

     22   

    300  

     70   

   1000  

свыше 3000 до 4000

     16   

    290  

     55   

    900  

свыше 4000 до 5000

     12   

    270  

     45   

    800  

свыше 5000 до 6000

     10   

    250  

     35   

    700  

свыше 6000 до 7000

      8   

    230  

     25   

    600  

свыше 7000       

      6   

    200  

     18   

    500  

 

1.5.13. Разметка кабеля может выполняться на скважине с применением специальных автоматизированных разметочных установок, а при разметке по п. 1.5.12.2 "а", "б" на глубинах до 3000 м допускается ручная разметка с использованием мерной ленты.

1.5.14. Предложенные методы и сроки разметки носят ориентировочный характер. В каждом районе работ (площади, месторождении) устанавливаются режимы разметки, основанные на фактических сведениях о параметрах промывочной жидкости, условиях эксплуатации кабеля и др.

1.5.15. При разработке каротажных станций и вспомогательного оборудования, совершенствовании технологии работ необходимо ориентироваться на применение специальных измерителей длины или измерителей длины и скорости, а также измерителей длины, скорости и натяжения кабеля в процессе ГИС.

1.5.16. На буровой геофизическая партия:

1.5.16.1. Проверяет готовность скважины к проведению ГИС.

1.5.16.2. На рабочей площадке размещают аппаратуру и оборудование с таким расчетом, чтобы была обеспечена хорошая видимость между подъемником, лабораторией и устьем скважины.

При невозможности выполнения этих требований рекомендуется применять установки прикладного телевидения, в первую очередь, для наблюдения за устьем скважины.

1.5.16.3. Подъемник устанавливают на расстоянии 25 - 60 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальна и перпендикулярна направлению на устье скважины.

Подъемник закрепляют с помощью специальных устройств.

1.5.16.4. Осуществляют разгрузку СГП, грузов, блоков и другого оборудования. В этой работе должны участвовать не менее двух человек с применением средств малой механизации.

1.5.16.5. Направляющий ролик надежно закрепляют таким образом, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину барабана лебедки подъемника и на устье скважины.

1.5.16.6. Подвесной блок надежно закрепляют на талевой системе буровой установки. Блок подвешивают к крюку через штропы или непосредственно на крюк через накидное кольцо. Блок поднимают над устьем скважины на максимально возможную высоту.

1.5.16.7. При работе с блок - балансом его жестко (хомутами, болтами) закрепляют над устьем скважины. Не допускается крепление канатными укрутками.

1.5.16.8. Устанавливают датчики глубины, натяжения, меткоуловитель.

1.5.16.9. Проверяют целостность заземляющих проводников, подсоединяют лабораторию и подъемник к контуру заземления буровой.

1.5.16.10. Выполняют схему внешних соединений. При этом силовые и др. кабели прокладывают вне мест перемещения людей и грузов на высоте не менее 0,5 м.

1.5.16.11. Проверяют сопротивление изоляции силовых и измерительных цепей, жил кабеля.

1.5.16.12. Подключают станцию к питающей сети. Работы по подключению выполняет электротехнический персонал буровой или специально проинструктированный работник геофизической партии под наблюдением руководителя работ.

1.5.16.13. Проверяют:

надежность крепления лебедки к раме транспортного средства;

исправность защитных ограждений подъемника;

исправность тормозной системы;

работоспособность кабелеукладчика;

наличие на кабеле предупредительных меток, установленных во избежание затаскивания СГП на блок - баланс.

Методика проверки регламентируется инструкцией предприятия и должна обеспечить безопасность персонала и целостность оборудования.

1.5.16.14. Подсоединяют СГП к кабелю, выполняют необходимые контрольные измерения.

1.5.16.15. Опускают СГП в устье скважины. Спуск осуществляют с помощью лебедки подъемника или бурового оборудования. Во всех случаях спуск приборов весом более 40 кг и длиной более 2 м независимо от массы должен осуществляться механизированным способом.

1.5.16.16. В начале спуска дается оповещение звуковым сигналом. Первые витки кабеля с лебедки подъемника сматывают принудительно, используя привод, для подъемников с емкостью барабана до 2000 м кабеля допускается сматывание вручную.

1.5.16.17. При спуске кабеля в скважину необходимо контролировать движение СГП по стволу по натяжению кабеля или изменению измеряемого параметра.

1.5.16.18. Скорость спуска кабеля должна обеспечивать контроль движения СГП, исключать перепуск кабеля и во всех случаях не должна превышать 2,8 м/с в обсадной колонне, 2,2 м/с в открытом стволе, 0,14 м/с при подходе к забою скважины.

1.5.16.19. В любой момент времени оператор должен обладать информацией о глубине нахождения СГП при спуско - подъемных операциях.

1.5.16.20. В случае прекращения поступления информации о скорости перемещения и натяжении кабеля на глубинах более 1500 м спуско - подъемные операции прекращаются до восстановления информации, СГП при этом поднимается в обсадную колонну или устье скважины.

1.5.16.21. Подъем кабеля осуществляют со скоростью, регламентируемой НД на конкретные методы ГИС и зависящей также от типа применяемой аппаратуры. Во всех случаях скорость подъема не должна превышать 0,14 м/с при подходе к башмаку обсадной колонны и 0,07 м/с при появлении предупредительной метки, но не менее 100 м до устья.

1.5.16.22. В ранее неисследованных интервалах на глубинах более 5000 м регистрацию диаграмм осуществляют при спуске и подъеме СГП, если это позволяют специфика метода и конструкция СГП.

1.5.16.23. При обнаружении повреждений на кабеле, выходящем из скважины при подъеме: "жучки", "фонари", обрыв проволок брони, подъем прекращается, производится осмотр повреждения, наложение бандажей при обрыве проволок. Подъем продолжают со скоростью не более 0,3 м/с до тех пор, пока на барабан не намотается не менее 5 витков кабеля после места повреждения.

1.5.16.24. В случае, если для осмотра повреждения и наложения бандажей требуется время больше регламентированного для остановки в открытом стволе, то через каждый интервал регламентированного времени осуществляют спуск - подъем кабеля в интервале 10 - 20 м со скоростью до 0,14 м/с.

1.5.16.25. Во время спуска и подъема кабеля запрещается:

наклоняться над кабелем, переходить через него или под ним, находиться рядом с движущимся кабелем;

браться руками за движущийся кабель, производить поправку или установку меток, а также другие операции.

1.5.16.26. ГИС должны быть прекращены при:

появлении нефтегазопроявлений и переливах промывочной жидкости;

поглощении промывочной жидкости с понижением уровня более 15 м/ч;

возникновении затяжек кабеля при подъеме;

неоднократных остановках СГП при спуске, за исключением остановок на известных уступах и в известных кавернах;

начале на скважине работ, не связанных с ГИС;

возникновении неисправности лаборатории, подъемника, СГП, кабеля;

ухудшении метеоусловий: видимость менее 20 м, скорость ветра более 20 м/с, обледенение и др.

1.5.16.27. ГИС могут быть возобновлены только после устранения причин их остановки или улучшения метеоусловий.

1.5.16.28. При работах по опробованию скважин и гидродинамических исследованиях приборами на кабеле должны выполняться следующие дополнительные требования:

1.5.16.28.1. Подготовка к спуску приборов должна проводиться на мостках буровой на специальных подставках.

1.5.16.28.2. Разгерметизация пробоотборников (ОПК, ИПТ) после извлечения из скважины должна проводиться только с применением специальных приспособлений и устройств.

1.5.16.29. После завершения работ на скважине отключают напряжение в кабеле, обесточивают лабораторию и подъемник, отключают силовой кабель, демонтируют схему внешних соединений, при этом заземляющие провода отсоединяют последними.

1.5.17. При использовании радиоактивных веществ (РВ) должны выполняться следующие требования:

1.5.17.1. Все работы, связанные с использованием РВ, должны проводиться на основании разрешения местных органов госкомэпиднадзора.

1.5.17.2. К непосредственной работе с РВ могут быть допущены лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний, прошедшие обучение и проверку знаний.

1.5.17.3. РВ на скважину и обратно должны транспортироваться в транспортных контейнерах, снабженных надежными замками и жестко закрепленных в транспортном средстве.

На контейнерах и транспортных средствах для их перевозки наносятся знаки радиационной опасности.

1.5.17.4. На скважине источники хранятся в транспортных или переносных контейнерах, последние размещаются на расстоянии не менее 10 м от места нахождения людей.

1.5.17.5. Переноска источников в соответствующих защитных устройствах на расстояния до 100 м должна проводиться двумя работниками на стержне длиной не менее 2 м. В переносном защитном устройстве может находиться только один источник.

1.5.17.6. Ответственность за сохранность РВ на скважине несет ответственный исполнитель работ.

1.5.17.7. В целях обеспечения радиационной безопасности при работах с РВ необходимо:

исключить доступ посторонних лиц к месту работы;

коллиматоры СГП направлять в сторону земли или в сторону, где отсутствуют люди;

ограничивать длительность пребывания персонала на рабочем месте при непосредственном обращении с РВ. Для этого должна строго соблюдаться технологическая последовательность операций при использовании РВ, которая должна регламентироваться инструкцией предприятия;

доставлять источник к СГП непосредственно перед его установкой;

после извлечения СГП из скважины немедленно извлечь источник, поместив его в защитный контейнер;

включать ИГН на глубине не менее 5 м;

извлекать из скважины ИГН не ранее 30 мин. после его выключения;

проводить радиационный дозиметрический контроль.

1.5.17.8. Порядок проведения работ с короткоживущими изотопами регламентируется инструкциями по их применению.

1.5.17.9. Партия, выполняющая ГИС с применением РВ, должна иметь не менее двух комплектов ручных дистанционных приспособлений, комплект аппаратуры радиационного и дозиметрического контроля.

 

1.6. Аварии и осложнения

 

1.6.1. Авария при ГИС - нарушение технологического процесса ГИС, приведшее к задержке скважины для его устранения на время более 24 ч.

Осложнение при ГИС - нарушение технологического процесса ГИС, приведшее к задержке скважины для его устранения на время до 24 ч включительно.

1.6.2. О возникновении осложнения при выполнении ГИС должно быть извещено руководство геофизического предприятия и заказчика.

1.6.3. При возникновении осложнения ответственный исполнитель работ принимает экстренные меры для его ликвидации.

Экстренные меры по ликвидации осложнений регламентируются специальной инструкцией, которая должна разрабатываться геофизическим предприятием, согласовываться с заказчиком и местными органами госгортехнадзора.

1.6.4. Если экстренные меры не привели к ликвидации осложнения, то дальнейшие работы выполняются по плану, разработанному сторонами, с использованием технических средств обеих сторон.

1.6.5. Сведения о типовых осложнениях и авариях при ГИС, их вероятных причинах и рекомендуемых мерах по их ликвидации приведены в табл. 6.

 

Таблица 6

 

ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ ПРИ ГИС

 

 N
п/п

Вид    
осложне-
ния,   
аварии 

  Вероятные 
   причины  

 Экстренные меры 

  Мероприятия по 
ликвидации аварии

 1

   2   

      3     

         4       

         5       

1 

Прихват
(затяж-
ка) ка-
беля,  
зонда, 
СГП    

Сложные гео-
лого - техни-
ческие усло-
вия. Неподго-
товленность 
скважины. На-
рушение пра-
вил проведе-
ния ГИС     

Многократные "рас-
хаживания" с изме-
нением нагрузки от
свободного веса  
кабеля в скважине
до 0,5 фактическо-
го разрывного уси-
лия в заделке ка-
бельного наконеч-
ника. Расхаживание
прекращается при 
порывах не более 5
проволок наружного
повива брони. Опо-
вещение руковод- 
ства геофизическо-
го предприятия и 
заказчика. Состав-
ление плана ликви-
дации аварии     

Спуск в скважину 
бурильных труб до
интервала прихвата
с одновременным  
пропусканием кабе-
ля внутри буриль-
ных труб. Натяже-
ние кабеля с целью
обрыва в заделке 
наконечника или  
СГП при прихвате 
СГП              

2 

Обрыв  
кабеля 

Нарушение   
правил прове-
дения ГИС.  
Ликвидация  
прихвата    

Определение ориен-
тировочной глубины
нахождения верхне-
го конца кабеля в
скважине. Оповеще-
ние руководства  
геофизического   
предприятия и за-
казчика. Составле-
ние плана ликвида-
ции аварии       

Определение точно-
го местоположения
конца кабеля в   
скважине с помощью
ЛММ. Спуск в сква-
жину на бурильных
трубах специально-
го приспособления
- "ерша" для зах-
вата кабеля. Опе-
рации повторяют до
извлечения всего 
кабеля с СГП или 
без. Разбуривание
оставленного в   
скважине кабеля не
допускается      

3 

Обрыв  
СПГ    

Сложные гео-
лого - техни-
ческие усло-
вия. Неподго-
товленность 
скважины. Не-
исправность 
СГП, подъем-
ника, кабе- 
ля. Нарушение
правил прове-
дения ГИС.  
Ликвидация  
прихвата СГП,
прихвата или
обрыва кабе-
ля          

Определение глуби-
ны возможного мес-
тоположения СГП. 
Оповещение руко- 
водства геофизи- 
ческого предприя-
тия и заказчика. 
Составление плана
ликвидации аварии

Спуск бурильных  
труб с целью до- 
сылки оставленного
в стволе скважины
СГП на забой.    
Спуск на бурильных
трубах ловильного
инструмента для  
захвата находяще-
гося на забое СГП.
Разбуривание СПГ.
Цементаж СГП     

4 

Оставле-
ние СГП
или его
части с
источни-
ком в  
скважине
без раз-
гермети-
зации  
источни-
ка     

Сложные гео-
лого - техни-
ческие усло-
вия. Неподго-
товленность 
скважины. Не-
исправность 
СГП, подъем-
ника, кабеля.
Нарушение   
правил прове-
дения ГИС.  
Ликвидация  
прихвата СГП,
прихвата или
обрыва кабеля

Оповещение руко- 
водства геофизи- 
ческого предприя-
тия и заказчика. 
Составление плана
ликвидации аварии.
Ловильные работы с
помощью приспособ-
лений, спускаемых
на бурильных тру-
бах. В случае неу-
дачи ловильных ра-
бот - оповещение 
местных органов  
госсанэпиднадзора,
госатомнадзора,  
МВД и отраслевой 
службы радиацион-
ной безопасности.
Составление плана
ликвидации радиа-
ционной аварии   

Подтверждение фак-
та наличия СГП с 
источником на за-
бое и отсутствия 
разгерметизации. 
Тампонаж цементным
раствором с даль-
нейшим контролем 
формирования и   
состояния цемент-
ного камня. Посто-
янный радиационный
контроль промывоч-
ной жидкости и бу-
рового инструмен-
та, извлекаемого 
из скважины в про-
цессе ликвидации 
аварии. Досылка на
забой            

5 

Разгер-
метиза-
ция ис-
точника

Нарушение   
герметичности
узла установ-
ки источника
в СГП. Конс-
труктивные и
заводские де-
фекты источ-
ника. Наруше-
ние техноло-
гии работ.  
Несоблюдение
безопасных  
приемов работ

При аварии в поме-
щениях - выключе-
ние вентиляции,  
локализация и ог-
раждение опасной 
зоны, установка  
знаков радиацион-
ной опасности, вы-
явление пострадав-
ших, упаковка ис-
точника в защитный
контейнер. При   
аварии на скважине
- определение зоны
загрязнения, ее  
локализация, уста-
новка знаков ради-
ационной опаснос-
ти, вывоз людей из
зоны, выявление  
пострадавших, оп-
ределение уровня 
радиационного за-
грязнения. Во всех
случаях - оповеще-
ние руководства  
местных органов  
госсанэпиднадзора,
госатомнадзора,  
МВД и отраслевой 
службы радиацион-
ной безопасности.
Составление плана
ликвидации радиа-
ционной аварии   

Определение радио-
активного загряз-
нения кожных пок-
ровов и спецодежды
персонала, обору-
дования, промывоч-
ной жидкости и ра-
бочих мест, оценка
доз внешнего и   
внутреннего облу-
чения пострадав- 
ших. При облучении
пострадавший дол-
жен быть отправлен
в лечебное учреж-
дение. При выявле-
нии загрязнения -
дезактивация зоны
загрязнения. Выяв-
ление и устранение
причин аварии    

 

1.6.6. Осложнения при ГИС подлежат регистрации. О каждой аварии составляется акт с указанием причин аварии.

В случае разногласий при определении причин аварии должна быть проведена техническая экспертиза вышестоящими организациями, в случае необходимости - третьей стороной.

1.6.7. В целях сокращения сроков и обеспечения эффективности принимаемых мер по ликвидации осложнений и аварий геофизическое пред приятие заранее передает заказчику схематические чертежи применяемых СГП и своевременно информирует его о СГП и сборках, которые будут применены при выполнении конкретной заявки.

 

 

 

 

 

 

Приложение 1

 

                                              Название организации

 

                               АКТ

              О ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К ПРОВЕДЕНИЮ ГИС

 

Составлен представителями буровой организации: ___________________

                                               (должность, Ф.И.О.)

о готовности скважины N ___ площадь _________________ к проведению

                                     (месторождение)

ГИС в открытом стволе.

 

                       ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ

 

Тип, состав ______________________________________________________

Плотность, г/куб. см _____________________________________________

Водоотдача, куб. см/мин. _________________________________________

Вязкость, с ______________________________________________________

СНС ______________________________________________________________

Содержание твердых частиц, % _____________________________________

Уровень жидкости, м ______________________________________________

Содержание нефти в ПЖ на водной основе ___________________________

Возможность разгазирования ПЖ агрессивными газами ________________

                                                     (да, нет,

__________________________________________________________________

                        наименование газа)

 

                       КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 

Тип скважины (вертикальная, горизонтальная, наклонно направленная)

__________________________________________________________________

Максимальный зенитный угол _______________________________________

Забой, м _________________________________________________________

Диаметр долота, мм / глубина перехода ____________, ______________

Последняя обсадная колонна диаметр, мм/башмак, м _________________

Состояние башмака ________________________________________________

Максимальная глубина последнего спуска бурильного инструмента, м _

__________________________________________________________________

 

                  РАБОТЫ ПО ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИНЫ

 

Буровая и  скважина  подготовлены  к  проведению  ГИС   в   полном

соответствии с Инструкцией __________________, в т.ч.:

                             (наименование)

Скважина проработана _____________________________________________

                            (кем, когда, до какой глубины)

Встречены уступы, обвалы, пробки, м ______________________________

Затяжки бурильного инструмента при подъеме, м ____________________

Состояние наземного оборудования:

Буровой станок ___________________________________________________

                                 (исправен, нет)

Наличие площадки для размещения геофизического оборудования ______

                                                         (да, нет)

Наличие узла крепления направляющего ролика ______________________

                                                   (да, нет)

Наличие щита с рубильником для подсоединения к силовой сети ______

                                                         (да, нет)

Наличие мест для подсоединения заземляющих проводников ___________

                                                        (да, нет)

Очистка пола буровой,  мостков от ПЖ,  нефтепродуктов, посторонних

предметов ___________________

               (да, нет)

Возможность проведения работ в ночное время ______________________

                                                  (да, нет)

Максимально разрешаемая глубина спуска СГП, м ____________________

Другие сведения (при необходимости) ______________________________

Подготовка скважины   обеспечивает  проведение  ГИС  до  следующей

проработки не менее ________________ ч.

 

Подписи: _________________________ (Ф.И.О., подпись)

         _________________________

 

 

Акт составлен "___" _________ 19__ г. ____ ч ____ мин.

 

Замечания руководителя работ по ГИС по подготовке скважины

_________________________________________________________________

 

Скважину для проведения ГИС принял руководитель работ ___________

                                                      (должность,

________________ "__" _________ 19__ г. ____ ч ____ мин.

Ф.И.О., подпись)

 

 

 

 

 

 

2. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИНЫ

ТРУБНЫМ ИСПЫТАТЕЛЕМ ПЛАСТОВ (ИПТ)

 

2.1. Задачи и общие требования

 

2.1.1. Работы по исследованию скважины ИПТ, включая подготовку инструмента, погрузку - разгрузку и транспортировку, сборку и разборку ИПТ на скважине, подготовку скважины и ее испытание ИПТ необходимо выполнять в соответствии с требованиями данной Инструкции, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и положениями руководства по эксплуатации ИПТ.

2.1.2. Трубным испытателем пластов разрешается исследование скважины любой категории в открытом стволе и (или) в колонне для поиска продуктивных пластов в перспективных интервалах с неустановленными характеристиками насыщения и продуктивности или для решения специальных задач.

2.1.3. На каждый спуск ИПТ необходимо составлять план работ установленной формы с конкретными характеристиками процесса, обеспечивающими безаварийность, безопасность работ и охрану окружающей среды. В плане указывается ответственный исполнитель работ. План утверждается техническим руководителем предприятия бурения и предприятия, выполняющего испытание скважины.

При испытании объекта с повышенным содержанием сероводорода план работ согласовывается с госгортехнадзором и противофонтанной службой.

2.1.4. Результаты каждого спуска ИПТ оформляются актом установленной формы с обязательным указанием технической успешности работ, имевших место осложнений или аварий.

2.1.5. Необходимо иметь типовую схему обвязки устья скважины (возможны два - три варианта) при испытании скважины ИПТ.

Схема должна быть согласована с органами госгортехнадзора и противофонтанной службы.

2.1.6. Операция по испытанию скважины ИПТ имела место, если какой-либо из узлов ИПТ опускался в скважину ниже стола ротора.

2.1.7. Обвязка устья скважины должна обеспечивать:

прямую и обратную циркуляцию бурового раствора под давлением;

надежный, интенсивный и контролируемый долив скважины;

контроль за положением уровня раствора в скважине;

надежный контроль за активностью проявления объекта испытания;

извлечение притока обратной циркуляцией, его дегазацию, отвод за пределы буровой, сбор и замер компонентов жидкой фазы, сжигание пластового флюида в факеле;

глушение скважины в трубы и в кольцевое пространство при угрозе аварийного фонтанирования. При этом обязательно присутствие противофонтанной службы и наличия цементировочного агрегата.

2.1.8. Верхняя труба колонны бурильных труб над ИПТ обвязывается контрольной головкой - вертлюгом с аварийным запорным краном и рабочим манифольдом из металлических труб с шарнирными быстросъемными соединениями. Манифольд имеет рабочий запорный кран, который при испытании располагается на полу буровой. Перед рабочим краном должны быть два штуцерных отвода с вентилями для присоединения показывающего манометра и резинового шланга (для контроля притока малой интенсивности). После рабочего крана манифольд должен соединяться с выкидом превентора.

Набор труб и шарниров манифольда должен обеспечивать возможность перемещения колонны труб над ротором на высоту до 5 м без отсоединения манифольда.

2.1.9. Допускается испытание скважины с обвязкой спущенной колонны ведущей бурильной трубой (квадратом) с вертлюгом и шлангом буровой установки (со страховым тросом или цепью), если рабочее давление шланга не менее чем в 1,5 раза превышает ожидаемое на устье давление. В этом случае испытание выполняют без выпуска пластового флюида на поверхность.

2.1.10. Испытание скважины с выпуском пластового флюида на поверхность допускается при повторном спуске ИПТ, когда известно давление и насыщение пласта.

Необходимо определить максимально возможное снижение давления в трубах и обеспечить устойчивость труб против внешнего давления, против внутреннего давления (при закрытом кране устьевой головки) и устойчивость пакера. Металлический манифольд устьевой головки необходимо крепить к фермам буровой установки.

2.1.11. Допускается испытание скважины при поглощении бурового раствора (отсутствие уровня на устье), при проявлении скважины без угрозы аварийного фонтанирования и при наличии на забое постороннего металла.

Такое испытание выполняют без выпуска пластового флюида на поверхность, по специальному плану, с дополнительными мерами обеспечения безопасности и безаварийности работ.

2.1.12. При испытании объекта с повышенной концентрацией сероводорода и токсичных газов (выше ПДК) необходимо соблюдение следующих требований:

обеспечить всех исполнителей средствами индивидуальной защиты и выполнять все операции в соответствии с требованиями безопасности при работах в условиях повышенной концентрации сероводорода;

иметь дополнительный контроль (датчик) сероводорода у выкида манифольда (в процессе притока) и у верхнего конца колонны бурильных труб (при подъеме ИПТ);

контрольная головка, манифольд и забойный пробоотборник должны быть изготовлены из антикоррозионного металла;

контрольная головка должна иметь дистанционное управление краном аварийного закрытия;

подъем ИПТ производить с предохранительными пробками. Над ротором в муфту замкового соединения каждой свечи перед ее подъемом навинчивают пробку. Пробку снимает верхний рабочий после полного отворота свечи, если в процессе ее отворота и отсоединения отсутствует выход газа или жидкой фазы;

запрещается испытание объекта с выпуском пластового флюида на поверхность;

вызов притока разрешается производить только в дневное время;

на последнем долблении (промывке) перед спуском ИПТ колонна бурильных труб и обсадная колонна обрабатываются ингибитором удвоенной концентрации (объема), в буровой раствор и в жидкость долива вводится удвоенная доза нейтрализатора сероводорода. Узлы ИПТ выдерживаются не менее шести часов в ингибиторе;

после испытания узлы ИПТ подвергаются дефектоскопии для обнаружения сероводородного "растрескивания";

извлекаемый на поверхность пластовый флюид сжигается на факельной установке ПВО.

2.1.13. При испытании коллекторов с газоконденсатом, с углеводородным газом, с сероводородом высокой концентрации на дорогах в зоне расположения скважины на расстоянии не ближе 250 м необходимо установить предупредительные знаки об опасности и выставить посты.

2.1.14. Испытание скважины ИПТ разрешается, если на скважине имеются следующие технические документы:

геолого - технический наряд (режимно - технологическая карта), регламентирующий конструкцию скважины и характеристики бурового раствора;

технические паспорта на установленное оборудование (индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое оборудование и обвязку);

акты на опрессовку противовыбросового оборудования и последней обсадной колонны;

план ликвидации аварийного фонтанирования и пожара;

акты на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны;

акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованию скважины ИПТ;

план на испытание скважины ИПТ.

2.1.15. Испытание скважины ИПТ запрещается в случаях:

неисправности бурового оборудования, инструмента;

отсутствия противовыбросового оборудования;

проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования (степень опасности определяется ответственным руководителем работ);

неполного состава вахты;

использования в составе вахты стажеров (учеников);

отсутствия документации по п. 2.1;

отсутствия ответственного руководителя работ.

 

2.2. Подготовка скважины к испытанию

 

2.2.1. В процессе последних перед спуском ИПТ долблений необходимо:

проверить и обеспечить исправность системы СПО (вышка, талевая система, лебедка, гидромат, индикатор веса);

проверить исправность противовыбросового оборудования, противовыбросовой и гидравлической обвязки;

проверить систему долива скважины;

проверить систему освещения;

проверить систему дегазации раствора;

проверить и обеспечить исправность установленного оборудования и инструмента;

привести в соответствие с геолого - техническим нарядом характеристики бурового раствора;

проработать ствол скважины в интервалах посадок и затяжек до полного их устранения;

проверить и обеспечить герметичность резьбовых соединений колонны бурильных труб;

проверить и обеспечить наличие на буровой регламентированного объема бурового раствора;

проверить и обеспечить наличие на буровой документации по п. 2.1.14.

2.2.2. Необходимо определить и включить в план работ:

диаметр забойного штуцера;

планируемое снижение давления в трубах;

допустимое давление на превенторе и на контрольной головке (в бурильных трубах);

допустимую нагрузку на крюке при "расхаживании" бурильного инструмента с ИПТ;

безопасную продолжительность пребывания ИПТ на забое.

2.2.3. Во избежание проявления скважины после снятия пакера следует выполнить расчет репрессии на пласт из условия заполнения интервала испытания (под пакером) газом. При необходимости, для обеспечения противодавления на пласт следует уменьшить длину интервала испытания или увеличить плотность бурового раствора.

2.2.4. Последнюю перед спуском ИПТ промывку скважины выполнять в объеме 1,5 цикла циркуляции. Первые 30 мин. промывать скважину с долотом на забое.

2.2.5. Иметь на буровой 2 - 3 бурильных трубы разной длины патрубка, чтобы обеспечить установку контрольной головки при испытании в интервале 0,5 - 2 м над ротором.

 

2.3. Компоновка и сборка узлов ИПТ на скважине

 

2.3.1. Компоновка ИПТ должна обязательно включать циркуляционный клапан или узел, его заменяющий, обеспечивающий быстрое и надежное восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины ИПТ.

2.3.2. Испытатель пластов (приемный клапан) должен обеспечивать надежное и быстрое перекрытие притока пластового флюида в трубы.

2.3.3. Обязательна установка забойного штуцера.

Повторный спуск ИПТ на объекте известной продуктивности допускается без забойного штуцера.

2.3.4. При спуске ИПТ в скважину для подбора длины труб над ИПТ (для правильной установки контрольной головки) запрещается использовать бурильные трубы, которые ранее в колонне бурильных труб на этой скважине не использовались.

2.3.5. Перед началом работ с ИПТ и с каждой последующей вахтой (сменой) ответственный руководитель проводит инструктаж по технологии и безопасности работ с записью в журнале.

2.3.6. При сборке звеньев над ротором замковые резьбы закрепляются машинными ключами.

2.3.7. При сборке и креплении узлов ИПТ над ротором с проворотом этих узлов вправо необходимо следить, чтобы не было самопроизвольного отворота правых резьб, расположенных выше ключа. Для этого на соединениях с правыми резьбами делают вертикальные метки (мелом) и следят за положением этих меток (при отвороте резьбы метка "расходится").

 

2.4. Спуск - подъем ИПТ. Испытание скважины

 

2.4.1. При спуске ИПТ осуществлять непрерывный контроль за положением уровня в скважине и показаниями индикатора веса. Не допускать посадок более 6 т.

2.4.2. Все соединения обвязки верхней трубы перед началом испытания опрессовать на рабочее давление.

2.4.3. Перед пакеровкой скважины определить всю массу на крюке при движении ИПТ вверх (на первой скорости) и в покое. Определить число оборотов "отдачи" ротора после вращения инструмента.

2.4.4. В процессе испытания объекта непрерывно следить за положением уровня раствора в скважине и активностью проявления пласта.

2.4.5. Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снимать пакер в случаях:

появления на устье пластового флюида или жидкости долива;

резкого падения уровня раствора в скважине;

возникновения перелива раствора из скважины;

при очень высокой активности притока, с появлением давления на контрольной головке.

2.4.6. При прокручивании инструмента, для перехода на регистрацию КВД, число оборотов ротора на один прием должно быть не более 3 + п, где п - число оборотов "отдачи" ротора.

2.4.7. После снятия пакера запрещается производить разборку устьевой обвязки и подъем ИПТ до полного прекращения выхода из труб воздуха (жидкости долива, пластового флюида).

Перед "расхаживанием" колонны труб и ИПТ с максимальной нагрузкой на крюке трубы заполняют буровым раствором, проверяют точность показаний ГИВ и повторяют эту проверку через каждые 30 мин. "расхаживания".

Верхнюю бурильную трубу с контрольной головкой в сборе и с открытым аварийным краном при подъеме ИПТ следует уложить так, чтобы при необходимости можно было быстро поднять ее и соединить с колонной труб.

2.4.8. При подъеме ИПТ скважину непрерывно доливают буровым раствором. При появлении труб с жидкостью на устье присоединяют к ним контрольную головку с манифольдом. Открывают циркуляционный клапан. Обратной промывкой извлекают приток из труб. Циркуляцию продолжают до полного выравнивания давления в трубах и в скважине.

Подъем ИПТ с розливом жидкости притока вокруг ротора ("с сифоном") разрешается только в осложненных ситуациях (например, когда циркуляционный клапан не удается открыть). В этом случае необходимы дополнительные противопожарные меры и меры безопасности (использовать противоразбрызгиватель, смывать раствор, нефть вокруг ротора струей воды, работать в респираторах или противогазах).

2.4.9. При появлении в процессе испытания или подъема ИПТ сероводорода работы продолжать в соответствии с п. 2.1.12.

2.4.10. При раскреплении замковых резьб между испытателем пластов и запорным поворотным клапаном следует соблюдать осторожность, т.к. в полости этих узлов возможно высокое давление.

2.4.11. Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности, обязательных при работе с сосудами высокого давления и возможного присутствия токсичных газов.

2.4.12. При испытании скважины ИПТ в комплексе с физико - химическим воздействием на пласт (солянокислотная обработка пласта) при разборке ИПТ соблюдать меры, исключающие возможность химического ожога работающих.

2.4.13. Проверять радиоактивность притока и проб при первом испытании объекта на данной площади и на скважинах, где применялись радиоактивные вещества (долгоживущие изотопы, нейтронные излучатели).

2.4.14. В процессе испытания скважины запрещается:

присутствие на скважине посторонних лиц;

плановый ремонт установленного оборудования;

газосварочные и другие огневые работы;

выключение (остановка) двигателей привода лебедки (ДВС) в период притока и регистрации КВД.

2.4.15. Запрещается после подъема ИПТ оставлять скважину без спуска в нее бурильных труб.

2.4.16. При спуске долота в скважину и на первом цикле циркуляции после испытания ИПТ нефтегазонасыщенного пласта необходимо принять дополнительные меры предосторожности против возможного нефтегазопроявления скважины за счет извлечения на поверхность объема пластового флюида, оставшегося в интервале испытания.

 

2.5. Предупреждение, раннее обнаружение и ликвидация

осложнений и аварий при испытании скважины ИПТ

 

2.5.1. Испытание скважины ИПТ осложненное, если при этом имели место несанкционированные отклонения от штатного режима работ (по любым причинам).

Испытание скважины аварийное, если при его выполнении возникшее осложнение завершилось поломкой (выходом из строя) оборудования или инструмента, прихватом инструмента, неконтролируемым фонтанированием скважины и т.п. с материальным ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации аварии.

2.5.2. Для исключения аварий и снижения количества осложнений необходимо:

выполнение работ квалифицированными исполнителями;

полное и точное соблюдение технических требований по обслуживанию ИПТ;

соблюдение технических условий эксплуатации бурового оборудования и инструмента;

соблюдение требований правил;

соблюдение положений данной инструкции.

2.5.3. Для раннего обнаружения осложнения или аварийной ситуации при испытании скважины ИПТ необходимо:

постоянно следить за показаниями индикатора веса, контролировать соответствие фактических показателей с расчетными;

следить за поведением уровня раствора в скважине, интенсивностью выхода раствора при спуске ИПТ, положением уровня раствора в покое, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске ИПТ) и долитого в скважину (при подъеме ИПТ);

периодически контролировать отсутствие движения воздуха из полости спущенных в скважину труб при СПО с ИПТ и при испытании пласта;

постоянно следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда. Активность проявления наблюдается по выходу воздуха из опущенного под уровень воды свободного конца шланга.

2.5.4. Аномальное отклонение какого-либо из показателей по п. 2.5.3 является признаком возникновения осложнения или аварийной ситуации.

2.5.5. Аномальное снижение (посадка) или повышение (затяжка) веса на крюке. Прихват инструмента.

Аномальным является отклонение веса на крюке более 6 т. При появлении такой аномалии операцию следует продолжить на сниженной скорости. Если при спуске ИПТ снижение веса (посадка) увеличивается или сохраняется на протяжении 20 - 30 м, ИПТ необходимо поднять и повторить подготовку скважины.

Если при подъеме ИПТ затяжка сохраняется, нужно поднимать ИПТ со сниженной скоростью, периодически проверять наличие свободного хода вниз, опуская ИПТ на несколько метров.

При увеличении затяжек приступить к "расхаживанию" инструмента. Если затяжки остаются или увеличиваются, если инструмент окажется "прихвачен", необходимо долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию (обратной циркуляцией извлечь приток) и продолжать "расхаживать" несколько часов. Вызвать мастера по сложным работам. Ликвидацию прихвата осуществлять по специальному плану (нефтяная ванна, отворот в безопасном переводнике, обуривание оставленного инструмента или цементный мост и "уход" в сторону).

2.5.6. Аномальное снижение уровня раствора в скважине.

2.5.6.1. Снижение с низкой интенсивностью уровня раствора в скважине при спуске ИПТ - признак возникновения негерметичности бурильных труб над ИПТ или поглощения раствора. Уточняют причину, контролируя выход воздуха из труб. В зависимости от интенсивности снижения и расстояния ИПТ от объекта испытания определяется решение: продолжить операцию (если есть возможность передачи депрессии на пласт и нет угрозы проявления скважины) или поднимать ИПТ и устранить причину осложнения. При возникновении такого осложнения в процессе испытания или при подъеме ИПТ продолжить испытание с непрерывным доливом скважины.

2.5.6.2. Резкое снижение уровня в скважине при спуске ИПТ возможно в результате смятия (обрыва) трубы, открытия циркуляционного клапана, открытия приемного клапана пластоиспытателя (при посадках). Необходимо спуск ИПТ прекратить, приподнять инструмент на 2 - 3 м, интенсивно доливать скважину. Если через 2 - 3 мин. уровень не восстанавливается, поставить инструмент в ротор, соединить колонну труб с головкой - вертлюгом, восстановить циркуляцию (при проявлении скважины с закрытым превентором), выровнять раствор, поднять ИПТ для устранения причин осложнения.

2.5.6.3. Резкое падение уровня в скважине при установке пакера или в процессе испытания объекта (на притоке, при регистрации КВД) - это потеря герметичности пакеровки. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде, приподнять инструмент на 2 - 3 м (закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер) и долить скважину. Поднимать ИПТ для устранения причин осложнения.

2.5.6.4. Резкое снижение уровня в скважине при снятии пакера и (или) при подъеме ИПТ.

Причинами могут быть обрыв труб (сопровождается снижением веса на крюке) или самопроизвольное открытие циркуляционного клапана. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде и интенсивно доливать скважину. Восстановить циркуляцию (при необходимости - с закрытым превентором, под давлением), выравнять раствор и поднимать ИПТ для устранения причин и последствий осложнения (аварии).

2.5.6.5. Самопроизвольный перелив раствора из скважины свидетельствует о ее "проявлении".

При появлении перелива необходимо:

- закрыть превентор;

- оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры по устранению проявления.

2.5.6.6. Перелив пластового флюида или жидкости долива из труб.

Если перелив прекращается при перемещении труб вверх, имело место открытие приемного клапана ИПТ на посадке. Необходимо скважину долить, спуск ИПТ продолжить, не допуская длительных (более 10 - 15 сек.) посадок. После каждой посадки приподнимать инструмент на 2 - 3 м, чтобы вернуть клапан ИПТ в исходное положение.

Если перелив из труб при подъеме ИПТ не прекращается, такой перелив возможен при самопроизвольном открытии циркуляционного клапана, при смятии и (или) обрыве труб (снижается вес на крюке). В этом случае, интенсивно доливая скважину, необходимо присоединить трубу с промывочной головкой, восстановить циркуляцию, выровнять раствор и поднимать ИПТ.

 

Перелив из труб в процессе испытания объекта

 

Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине, необходимо, интенсивно заполняя скважину раствором, приподнять инструмент (закрыть приемный клапан ИПТ) и, доливая скважину, снять пакер, поднять ИПТ.

Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в скважине, необходимо перейти на регистрацию КВД, закрыть рабочий кран на устье. При появлении давления на устье (в трубах) - периодически "стравливать" газ. Если давление не снижается, закрыть ИПТ, снять пакер и, "расхаживая" инструмент, периодически "стравливать" газ из труб до полного падения избыточного давления. Поднимать ИПТ в обычном режиме после полного прекращения выхода из труб газа (воздуха).

 

Перелив из труб при снятии пакера или при подъеме ИПТ

 

Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине, работы выполнять в соответствии с п. 2.5.6.4.

Если уровень в скважине стабилен, подъем ИПТ остановить, обвязать трубы контрольной головкой и отводить поступающий флюид за пределы буровой до полного прекращения выхода воздуха из труб. При интенсивных выбросах жидкой фазы закрыть рабочий кран на устье и периодически выпускать из труб газ с минимумом жидкости, чтобы исключить существенное снижение давления столба жидкости в трубах.

2.5.6.7. Повышенная "просадка" инструмента при пакеровке скважины.

"Просадка", длина перемещения бурильной колонны вниз при пакеровке скважины при частичной "разгрузке" труб на забое, считается нормальной, если удовлетворяет условию:

 

                        l < l + 0,5H/1500,

 

где:

l - суммарная величина осевого перемещения (свободного хода) узлов ИПТ, м. При осевом сжатии колонны труб на эту величину уменьшается длина компоновки ИПТ;

H - глубина скважины (глубина спуска ИПТ), м.

Среднестатическая длина перемещения колонны труб при стандартном режиме работ составляет не более 0,5 м на 1500 м глубины скважины.

Если фактическая "просадка" инструмента l превышает нормальную (l) - имеет место аномальная "просадка" инструмента.

Если l < 1 м, процесс продолжается. При дальнейшем увеличении "просадки" - необходимо ИПТ приподнять на 3 - 4 м.

При отсутствии затяжек более 6 т повторить пакеровку скважины, допуская аномальную "просадку" до 2 м. Если при этом "просадка" продолжается или если после аномалии до 1 м при первой попытке появилась затяжка более 6 т, необходимо поднимать ИПТ и повторить подготовку скважины, обеспечив чистоту забоя (при опоре на забое) или прочность цементного камня (при опоре на цементный мост).

2.5.6.8. Нефтегазовые выбросы и аварийное фонтанирование скважины при испытании ее ИПТ.

Аварийное фонтанирование скважины при испытании ее ИПТ возможно только в случае нарушения ТУ на бурение и испытание скважин и в результате позднего обнаружения возникшего осложнения или неправильного ведения работ по его ликвидации.

Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования скважины при испытании ее ИПТ:

систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или безконтрольный долив;

"поршневание" пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее давление под пакером;

испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без обеспечения герметичности резьбовых соединений колонны труб над ИПТ.

Содержание работ при возникновении аварийного фонтанирования зависит от его интенсивности и должно быть направлено на обеспечение безопасности работающих, противопожарной безопасности, локализации фонтанирования и установления контроля над ним, на ограничение активности и последующую ликвидацию.

При возникновении аварийного фонтанирования (выброса) из скважины в кольцевое пространство, если это случилось при испытании объекта, необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент. Во всех случаях, при возможности, необходимо установить трубы так, чтобы ближайшее замковое соединение находилось на 0,5 м над ротором, и закрыть превентор.

Контролируя давление в скважине, присоединить устьевую головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан. Восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину свежим (более тяжелым) раствором и ликвидировать проявление.

Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, под превентором накапливается газ. Когда давление поднимается до 90% от допустимого, необходимо "стравливать" давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора.

При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо:

остановить работы, выключить все двигатели, если из скважины выбрасывается нефть и газ;

установить верхнее замковое соединение на 0,5 - 1 м над ротором и выключить двигатели до окончания выброса.

По мере снижения активности выброса из труб присоединить циркуляционную головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан.

Обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять раствор до ликвидации проявления.

 

 

 

 

 

 

3. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СОСТОЯНИЯ

СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ТРУБ И ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА

 

3.1. Задачи и общие требования

 

3.1.1. После достижения скважиной проектной глубины, спуска эксплуатационной колонны и цементажа в ней выполняются следующие виды геофизических работ:

- исследования с целью оценки технического состояния эксплуатационной колонны и качества крепления скважины;

- вторичное вскрытие пластов;

- в ряде случаев испытания в колонне пластоиспытателями на трубах с целью оценки добывных возможностей скважины.

3.1.2. Крепление ствола скважины должно обеспечивать надежное разобщение объектов разведки и пластов друг от друга, способности скважины эксплуатироваться заданное количество времени; охрану недр и окружающей среды.

3.1.3. Изучение крепи ствола скважины должно обеспечивать выявление дефектов цементирования, которые могут возникать в результате:

- неполного вытеснения промывочной жидкости;

- несинхронной работы цементировочных агрегатов и неодинаковой плотности тампонажного раствора, подаваемого в скважину;

- усадки цемента;

- снижения гидростатического давления за обсадной колонной в процессе формирования цементного камня, а также притока жидкости или газа из высоконапорных пластов в заколонное пространство скважины;

- переменных механических нагрузок на обсадную колонну при бурении, работе насосов и т.д.

3.1.4. В качестве показателей герметичности цементного камня при изучении крепи скважины геофизическими методами должно быть:

- отсутствие сообщающихся между собой вертикальных трещин и каналов в цементном камне;

- низкая проницаемость цементного камня по жидкости и газу;

- отсутствие зазоров между цементным кольцом, поверхностью обсадной колонны и стенками скважины;

- отсутствие разрывов сплошности цементного камня.

3.1.5. Проект технологии крепления ствола скважины должен содержать программу проведения работ по контролю за процессом цементирования и изучением состояния крепи ствола скважины после окончания затвердевания тампонажного раствора. При составлении проекта должна максимально использоваться геолого - геофизическая информация о пространственном положении и конфигурации ствола скважины, строения и физических свойствах горных пород, пройденных скважиной.

3.1.6. На скважинах, бурение которых сопровождается геолого - технологическими исследованиями, в процессе спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства должна быть обеспечена непрерывная регистрация на станции ГТИ следующих параметров:

- длины обсадной колонны с фиксацией мест установки центрирующих фонарей, специальных пакеров и т.д.;

- нагрузки на крюке при спуске колонны;

- плотности тампонажного раствора и плотности продавочной жидкости на входе в скважину и выходе из нее;

- скорости восходящего потока;

- давления закачки;

- температуры тампонажного раствора.

Диаграммы должны быть привязаны по глубине к геологическому разрезу и сданы в контрольно - интерпретационную партию геофизической организации. В буровом журнале должна быть сделана соответствующая запись.

3.1.7. При выборе геофизического метода (комплекса методов) при изучении крепи ствола скважины необходимо руководствоваться следующими особенностями:

- акустический метод чувствителен к тому, в какой фазе (твердой, жидкой или газообразной) находится вещество в заколонном пространстве; исследования наиболее информативны, если они проведены после окончания схватывания цемента;

- гамма - плотностной метод реагирует на изменение плотности вещества в заколонном пространстве и не чувствителен к тому, в какой фазе (жидкой или твердой) данное вещество находится, метод не имеет ограничений по срокам проведения исследований;

- термометрический метод реагирует на изменение температуры, связанной с протеканием процесса формирования цементного камня, и наиболее благоприятный срок проведения исследований - этап схватывания цемента.

3.1.8. С целью создания благоприятных условий для проведения оценки качества тампонажа, исследования должны проводиться в оптимальные сроки, при которых могут быть наиболее эффективно реализованы возможности различных методов и решены следующие задачи:

- определение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной с характеристикой его плотностной однородности;

- оценка наличия дефектов (каналов, зазоров) в цементном камне;

- определение толщины труб, фактических мест установки центрирующих фонарей, специальных пакеров и эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины.

3.1.9. Термометрический метод целесообразно применять для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной в скважинах, в которых применялись тампонажные материалы, способные при экзотермических реакциях выделять значительное количество тепла. Исследования должны проводиться сразу же после демонтажа цементировочной головки и не позднее 12 - 18 часов после окончания цементирования скважины.

3.1.10. Гамма - плотностной метод целесообразно применять в скважинах, в которых плотность тампонажного материала значительно отличается от плотности промывочной жидкости, а разность диаметров ствола скважины и обсадной колонны достаточно велика. Метод эффективен для выделения каналов в цементном камне, заполненных жидкостью, если их площадь сечения превышает 8 - 10% от площади сечения заколонного пространства.

Нецелесообразно применять гамма - плотностной метод для изучения состояния крепи ствола скважины, если разность в плотности цементного камня и промывочной жидкости меньше 0,3 - 0,4 г/куб. см, а максимальный зазор между стенками скважины и обсадной колонной менее 5 - 7 см.

3.1.11. При использовании акустического метода время для исследований должно быть выбрано таким, чтобы формирование цементного камня по всей глубине скважины было завершено с учетом физико - химических свойств тампонажного материала, распределения температуры и давления по стволу скважины, неравномерности схватывания цемента в интервалах залегания проницаемых и непроницаемых горных пород и т.д.

Нецелесообразно применять акустический метод в скважинах, заполненных газированными жидкостями, а также при использовании для крепления обсадных труб, покрытых лаками и другими полимерными материалами, способными создавать скользящий контакт на границе цементное кольцо - колонна.

3.1.12. Технология изучения состояния крепи ствола скважины на этапе завершения строительства должна основываться на гамма - плотностном и акустическом методах исследований. На основании информации, получаемой в результате проведения геофизических исследований, в комплексе с данными ГТИ геофизическая и геологическая службы должны представить в установленные сроки буровому предприятию заключение, содержащее следующие сведения, включаемые в эксплуатационный паспорт скважины:

- данные о фактической технической конструкции скважины с указанием интервалов, подлежащих цементированию;

- компоновка обсадной колонны по фактической толщине стенок труб и маркам стали;

- фактическое положение центрирующих фонарей, специальных пакеров и других элементов технологической оснастки обсадной колонны по глубине с указанием профиля ствола скважины и характеристики разреза;

- положение обсадной колонны относительно оси скважины (эксцентриситет);

- общая высота подъема цемента с выделением интервалов, содержащих различные тампонажные смеси, и переходных зон между ними;

- поинтервальные дефекты цементирования с указанием их вида (каналы, зазоры или их отсутствие);

- поинтервальная прогнозная оценка герметичности заколонного пространства (возможны или нет перетоки жидкости или газа между пластами).

При определенных условиях могут быть даны сведения о полноте замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, а также плотностная характеристика тампонажной смеси в верхних интервалах скважин.

3.1.13. На проведение исследований методами термометрии и акустической цементометрии распространяются общие правила безопасности при проведении геофизических исследований. Гамма - плотностной метод должен сопровождаться, кроме того, соблюдением правил работы с РВ.

3.1.14. Все выше перечисленные исследования должны периодически повторяться для контроля технического состояния колонны, околоствольной зоны, вплоть до ликвидации скважины.

3.1.15. Подготовка скважин к исследованиям аналогична подготовке к промыслово - геофизическим работам.

3.1.16. В необходимых случаях уточняется траектория ствола скважины с помощью гироинклинометрии.

 

3.2. Вторичное вскрытие пластов

 

3.2.1. Технология вторичного вскрытия пластов (перфорация) и типы аппаратов, используемых для этого, предусматриваются проектно - сметной документацией на строительство скважины и проектом разработки залежи нефти и газа.

3.2.2. Качество вторичного вскрытия пластов обеспечивается необходимой глубиной, диаметром и плотностью перфорационных отверстий, а при заполнении интервала перфорационной жидкостью с соответствующими физико - химическими свойствами не ухудшаются коллекторские свойства пласта в ближней зоне.

3.2.3. Сохранность эксплуатационной колонны и цементного камня в заколонном пространстве обеспечивается выбором "щадящей" технологии и аппаратов с наименьшим фугасным действием на эксплуатационную колонну и затрубное пространство.

3.2.4. Вскрытие продуктивных интервалов допускается в скважинах, в которых геофизическими исследованиями установлено техническое состояние эксплуатационной колонны и затрубного пространства (качество изоляции пластов с разным характером насыщения) и пригодность к перфорации интервала скважины в соответствии с ТУ.

3.2.5. Комплекс геофизических работ, сопровождающий вторичное вскрытие пластов, включает в себя следующие виды исследований, выполняемых на различных этапах перфорационных работ (см. табл. 7).

 

Таблица 7

 

┌──────────────────────────────────┬─────────────────────────────┐

        Задачи исследований            Методы исследований    

├──────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤

│Контроль за спуском перфоратора   │1. Локация муфт             

                                  │2. Скважинная шумометрия    

                                                              

│Установка перфоратора в заданном  │1. Локация муфт             

│интервале                         │2. ГК, НГК, ННК             

                                                              

│Индикация и контроль качества     │1. Шумометрия скважинная    

│срабатывания перфоратора          │2. Шумометрия наземная      

                                  │3. Измерения давления       

                                                              

│Определение фактического          │1. Локация муфт             

│положения интервала перфорации    │2. ГНК, НГК                 

                                  │3. Термометрия              

                                  │4. Локация перфорационных   

                                     отверстий                

                                  │5. Акустический телевизор   

                                    и др.                    

                                                              

│Контроль деформации обсадных      │1. Профилеметрия            

│колонн при перфорации             │2. Индукционная дефекто-    

                                     скопия                   

                                  │3. Скважинное акустическое  

                                     телевидение              

                                                               

│Определение гидродинамической     │1. Термометрия              

│связи                             │2. Шумометрия скважинная    

                                  │3. Акустический каротаж     

                                  │4. ИПТ                      

└──────────────────────────────────┴─────────────────────────────┘

 

3.3. Геофизическое сопровождение работ по испытанию

и освоению законченных бурением скважин

 

3.3.1. Испытание законченных скважин должно проводиться с применением комплексов многоцикловых испытателей пластов на трубах в каждом случае, когда по результатам геофизических исследований, проведенных в процессе бурения, продуктивность коллекторов установлена неоднозначно.

3.3.2. Проведение работ с комплексами многоцикловых испытателей пластов в скважинах, в которых при освоении получены значительно меньшие притоки, чем в соседних с аналогичной геолого - геофизической характеристикой продуктивного разреза, должно осуществляться с изучением динамики физических свойств коллекторов, охвата перфорированных интервалов дренированием, физико - химических свойств и структуры поступающей в ствол скважины жидкости с помощью опускаемых в подпакерное пространство автономных приборов или приборов на геофизическом кабеле.

3.3.3. Геофизическое сопровождение работ по испытанию и освоению законченных скважин должно обеспечивать определение:

- пластового давления и температуры;

- профиля притока;

- состава и структуры многофазного потока;

- гидропроводности прискважинной и удаленной зоны пласта;

- фактического и потенциального дебита нефти и газа;

- фактического и потенциального коэффициентов продуктивности;

- коэффициента закупорки прискважинной зоны пласта.

3.3.4. Сопровождение работ по испытанию и освоению законченных скважин считается решившим поставленные задачи, когда установлена продуктивность коллекторов и скважина выведена на режим работы с дебитом, соответствующим потенциальным возможностям пластов.

3.3.5. Обсадная колонна скважины, в которой предусмотрены работы с применением многоцикловых испытателей пластов, должна быть тщательно прошаблонирована перед проведением исследований; длина шаблона должна быть не менее 1 м, наружный диаметр - на 2 - 4 мм более диаметра пакера.

3.3.6. Обвязка устья скважины при проведении работ с комплексом многоцикловых испытателей пластов должна обеспечивать:

- наблюдение за уровнем жидкости в межтрубном пространстве;

- отвод пластовой жидкости в специальную емкость или в емкость цементировочного агрегата;

- возможность подключения цементировочного агрегата к внутреннему трубному и межтрубному пространству;

- возможность подключения передвижной компрессорной установки;

- возможность установки оборудования для герметизации устья (лубрикаторной установки).

3.3.7. Режим испытания устанавливается согласно плану, который должен учитывать фильтрационно - емкостные свойства пластов и состояние крепи скважины. В случае явного несоответствия запланированного режима с фактическим поведением испытываемого объекта ответственный исполнитель работ может изменить время открытого и закрытого периода, основываясь на опыте испытаний скважин в аналогичных геолого - геофизических условиях.

3.3.8. Для изучения динамики физических свойств прискважинной зоны в подпакерном пространстве, охвата продуктивного разреза дренированием, состава и свойств поступающей в ствол скважины пластовой жидкости в процессе работы скважины необходимо выполнять исследования импульсными нейтронными методами, расходометрией, влагометрией, гамма - плотнометрией, кондуктометрией, барометрией, термометрией и т.д. с привязкой результатов к геологическому разрезу и муфтовым соединениям.

3.3.9. При освоении скважин, когда вызов притока осуществляется с помощью компрессора, проведение исследований методами потокометрии и ядерной геофизики должно обеспечивать вывод скважины на оптимальный режим работы с дебитом, близким к потенциальному для изучаемого геолого - геофизического разреза.

3.3.10. При наличии в продуктивном разрезе двух и более перфорированных пластов испытания целесообразно начинать селективно с менее продуктивного по геологической характеристике объекта.

3.3.11. При исследовании пластов в процессе освоения скважины с откачкой жидкости компрессором спуск комплекса многоциклового испытателя пластов целесообразно проводить на пустых трубах, а первый цикл вызова притока производить при максимальной депрессии. Это должно обеспечить максимальную очистку пласта от шлама, глинистого раствора и фильтрата. Поступающий фильтрат должен быть вытеснен после закрытия приемного клапана из труб в межтрубное пространство компрессором и через выкидную линию в замерную емкость.

3.3.12. Режим освоения скважины с применением комплекса многоциклового испытателя пластов должен реализовываться во всех случаях, когда по результатам геофизических исследований пласт характеризуется как низкопроницаемый или имеющий глубокую зону проникновения фильтрата промывочной жидкости.

3.3.13. При освоении скважин с применением испытателя пластов и компрессора необходимо следить за ресурсом работы часовых механизмов манометров, чтобы на бланке манометра могли быть полностью зафиксированы все картины операции по воздействию на прискважинную зону.

3.3.14. Освоение периодически фонтанирующих скважин должно вестись до появления жидкости на устье и продолжаться по мере слива жидкости в соответствующие емкости.

 

3.4. Геофизические работы при ремонте скважин

 

3.4.1. Геофизические исследования должны являться неотъемлемой частью технологического процесса ремонтно - восстановительных работ в скважинах и проводиться в составе мероприятий, предусматриваемых типовыми или индивидуальными планами подземного и капитального ремонта скважин.

3.4.2. Планированию геофизических работ должен предшествовать анализ изученности геофизическими методами продуктивного разреза и технического состояния скважин, подлежащих ремонту.

3.4.3. Задачи геофизических работ по информационному и технологическому сопровождению ремонта скважин должны быть определены нефтегазодобывающим предприятием совместно с геофизическим предприятием и определены в планах и заказах на проведение ремонтных работ.

3.4.4. В нарядах на проведение ремонтных работ, составляемых предприятием - исполнителем, должны быть указаны объемы, перечень исследований и технологических операций, требуемых для сопровождения ремонтно - восстановительных работ в скважинах.

3.4.5. Промыслово - геофизическая партия, как правило, выполняет исследования и технологические операции в скважинах в строгом соответствии с нарядом - заказом, выдаваемом начальнику партии до выезда на скважину. По согласованию с заказчиком состав работ может корректироваться для решения задач с большей эффективностью.

3.4.6. Геофизические работы при ремонтах скважин должны проводиться персоналом промыслово - геофизической партии (отряда) при непосредственном участии или привлечении к работам персонала бригады по подземному и капитальному ремонту скважин.

3.4.7. Начальник промыслово - геофизической партии (отряда) должен ознакомить работников ремонтной бригады с особенностями предстоящих работ:

- характером работ;

- возможными опасными ситуациями и мерами предосторожности;

- порядком подачи команд и назначением условных сигналов.

3.4.8. Мастер бригады по подземному и капитальному ремонту скважин должен проинструктировать работников промыслово - геофизической партии по правилам техники безопасности и пожарной безопасности при работах на скважинах. О проведенном инструктаже должна быть сделана запись в журнале.

3.4.9. Совместные работы, связанные с одновременным спуском в скважину НКТ и расположенного под глубинным насосом геофизического прибора на кабеле, должны проводиться под совместным руководством мастера бригады по подземному и капитальному ремонту скважин и начальника геофизической партии.

3.4.10. Геофизические работы при ремонте скважин должны проводиться с соблюдением действующих правил безопасности, мер пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

3.4.11. Геофизическое предприятие должно представлять заключение по результатам выполненных работ в определенные в договоре с заказчиком сроки. Заключения должны составляться с учетом результатов ранее выполненных работ на этапах освоения и эксплуатации скважин и с указанием причин разногласий, если таковые возникнут.

3.4.12. Подготовка и оборудование скважин для производства геофизических работ на этапе, предшествующем глушению скважины и при ее пуске в эксплуатацию после ремонта, должны проводиться в соответствии с техническими требованиями для соответствующей категории эксплуатационных скважин.

3.4.13. Подготовка и оборудование скважин для проведения в них геофизических работ после глушения должны проводиться в соответствии с техническими требованиями для скважин, завершенных строительством.

3.4.14. Устьевое оборудование скважин должно позволять:

- подключать насосный агрегат и вводить жидкость в скважину как через НКТ, так и через затрубное пространство;

- подключать компрессор;

- осуществлять герметизацию затрубного пространства и ввода в НКТ скважинных приборов;

- устанавливать оборудование герметизации кабеля.

3.4.15. Технология глушения скважин и выбор вида задавочной жидкости должны осуществляться с учетом целевого назначения предстоящих геофизических исследований. Задавочная жидкость не должна создавать глубокой зоны проникновения и быть контрастной по отношению к свойствам пластовой воды.

3.4.16. В интервале проведения геофизических работ, в зависимости от задачи ГИС, ствол скважины должен быть заполнен однородной жидкостью: глинистым раствором, пресной или соленой водой, нефтью. При прочих равных условиях рекомендуется заполнять ствол скважины при неперфорированных пластах в продуктивных интервалах пресной водой, а при перфорированных пластах - нефтью или соленой водой с минимальной плотностью.

 

3.5. Геофизические работы в интервале

эксплуатационного объекта

 

3.5.1. Геофизические работы в интервале эксплуатационного объекта проводятся при капитальном ремонте, выполняемом с целью восстановления добычных возможностей скважины и связаны, главным образом, с задачами по определению и изоляции источника обводнения добываемой продукции.

3.5.2. Программы геофизических исследований должны предусматривать применение методов и технологий, позволяющих выявлять наиболее вероятные причины поступления воды в ствол скважины; к ним относятся: заколонная циркуляция в интервалах негерметичности цементного камня, подтягивание подошвенной воды в пластах с ВНК и подход фронта пластовой или закачиваемой воды непосредственно по пласту, вскрытому перфорацией.

3.5.3. Технология геофизических исследований по выявлению источника обводнения продукции скважины может быть основана в зависимости от геолого - геофизических условий и вероятной причины обводнения.

3.5.4. Исследования в динамическом состоянии призабойной зоны пласта должны проводиться с использованием комплекса методов, фиксирующих движение жидкости за обсадной колонной, состав и скорость жидкости в стволе скважины.

3.5.5. Исследования в статическом состоянии призабойной зоны пласта проводятся с использованием комплекса методов, позволяющих определить нефтегазонасыщенность пластов. Геофизические исследования целесообразно проводить с контролируемой закачкой в скважину растворов, обогащенных нейтронопоглощающими веществами.

3.5.6. При переводе скважины из добывающей в нагнетательную геофизические исследования необходимо проводить в режиме закачки с применением методов, позволяющих определять скорость движения жидкости в стволе скважины и наличие заколонной циркуляции.

3.5.7. Для изоляции негерметичных участков в зумпфе скважины и выработанных пластов целесообразно применять взрывные пакера.

3.5.8. При невозможности установления источника поступления воды в продукцию скважины геофизическими методами источник обводнения следует определить прямым способом с применением многоцикловых испытателей пластов на трубах (селективно с опорой или без опоры на забой).

 

3.6. Геофизические работы в интервале ствола

выше эксплуатационного объекта

 

3.6.1. Геофизические работы в интервале ствола выше эксплуатационного объекта проводятся при капитальном ремонте, выполняемом с целью восстановления целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца, и связаны с задачами по выявлению и ликвидации интервалов негерметичности поступления посторонней жидкости к месту нарушения, выявлению заколонных перетоков воды и газа.

3.6.2. При подземном ремонте геофизические исследования в интервале ствола выше эксплуатационного объекта проводятся с целью определения мест образования отложений парафина, солей, гидратов и т.д. для последующей их очистки, а также с целью определения статического и динамического уровней для выбора оптимальной глубины установки глубинного насоса. В газлифтных скважинах геофизические исследования в этом интервале проводят с целью определения положения работающего клапана и герметичности НКТ для вывода скважины на оптимальный режим работы.

3.6.3. Геофизические работы по выявлению интервалов поступления посторонней воды и заколонных перетоков воды и газа проводятся в режимах остановленной и работающей скважины, а также в режиме закачки в скважину газа или жидкости.

3.6.4. Геофизические исследования проводятся с применением методов, фиксирующих движение жидкости или газа за колонной, мест скопления газа, а также мест притока, поглощения жидкости и газа в стволе скважины. В комплекс исследований должны быть включены методы, обеспечивающие определение и точную привязку элементов скважинного эксплуатационного оборудования по глубине к геологическому разрезу.

3.6.5. Для определения характера повреждения эксплуатационной колонны и состояния цементного кольца необходимо проводить исследования методами дефектометрии и цементометрии, а также скважинным телевизором.

3.6.6. Определение качества повторного цементирования интервала негерметичности должно осуществляться путем сопоставления фоновой и повторной цементограмм.

3.6.7. Устранения непротяженных мест нарушения целостности обсадной колонны и негерметичности в муфтовых соединениях труб целесообразно производить путем дистанционной установки дорнов (пластырей).

 

3.7. Геофизические исследования при воздействиях

на прискважинную зону пласта

 

3.7.1. Воздействие на призабойную зону пласта следует проводить на завершающем этапе комплекса геолого - технических мероприятий на скважине при ее ремонте. Основанием для назначения и проведения интенсифицирующих обработок служит имеющее место снижение добычных способностей или приемистости скважины.

3.7.2. Для интенсифицирующих обработок целесообразно применять комплекс методов, включающих уплотнение перфорации, депрессионное воздействие на прискважинную зону для очистки с помощью многоцикловых испытателей пластов на трубах, термогазохимической, акустической, электрогидравлической обработки и других способов воздействия.

3.7.3. Перед проведением перфорации необходимо заполнить ствол скважины в интервале эксплуатационного объекта жидкостью, которая, попадая в пласт, не ухудшала бы его проницаемость (дегазированной нефтью, раствором ПАВ, ИБР и др.).

3.7.4. Депрессионное воздействие с помощью многоциклового испытателя пластов на трубах целесообразно проводить после перфорации и кислотно - щелочной обработки призабойной зоны пласта. За счет создания в зоне обработки серии прямых и обратных гидравлических ударов появляется возможность разрушать уплотненные зоны и удалять продукты реакций от кислотно - щелочных обработок.

3.7.5. При термогазохимическом воздействии необходимо инициировать горение гирлянды зарядов снизу и сверху против обрабатываемого пласта, что обеспечивает создание кратковременного импульса давления, приводящего к разрыву пласта. Положительным фактором является также эффект химического воздействия газовой фазы продуктов горения (углекислого газа и хлористого водорода) на скелет породы и пластовую жидкость.

3.7.6. С целью исключения возможных отрицательных последствий термогазохимического воздействия, связанных с разрушением цементного камня в случае несовершенства вскрытия пласта, эту операцию целесообразно проводить в комплексе с работами по уплотнению перфорации.

3.7.7. Электрогидравлическое и акустическое воздействия целесообразно использовать для создания сети микротрещин и разрушения отложений минеральных солей, асфальтосмолистых и парафиновых веществ в поровом пространстве пластов.

3.7.8. При применении комплексов многоциклового испытателя пластов на трубах устье скважины должно быть оборудовано таким образом, чтобы в случае открытого нефтегазопроявления исключить возможность фонтанирования, самовозгорания и пожара.

3.7.9. Сборка и спуск в скважину комплекса многоциклового испытателя пластов на трубах для воздействия на призабойную зону пласта проводится по аналогии с работами при испытании объекта в бурящихся скважинах.

3.7.10. При проведении щелочно - кислотных обработок, прострелочно - взрывных работ, термогазохимического воздействия должны соблюдаться меры безопасности, указанные в соответствующих правилах и инструкциях.

 

3.8. Работы с применением радиоактивных веществ

 

3.8.1. Разрешением на право ведения работ с РВ является санитарный паспорт, выдаваемый местными органами санитарно - эпидемиологической службы организации, применяющей радиоактивные вещества для производства геофизических работ.

3.8.2. Администрация организации, которая предполагает использовать РВ, обязана разработать и согласовать с местными органами санитарно - эпидемиологической службы и утвердить инструкцию по радиационной безопасности, содержащую изложение порядка проведения каждого вида работ с РВ, получения, учета, хранения и выдачи его для геофизических работ, списания, сбора и утилизации радиоактивных отходов, содержания помещений, мер личной профилактики, организации и порядка проведения радиационного контроля, а также инструкцию, содержащую перечень мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий, происшедших при работах, проводимых с использованием РВ.

3.8.3. Мероприятия по радиационной безопасности должны учитывать все виды лучевого воздействия на персонал, непосредственно участвующий в работе, а так же привлекаемый эпизодически, и предусматривать меры, снижающие дозу облучения до уровня, не превышающего допустимый для соответствующей категории лиц.

3.8.4. Контролируемыми зонами являются:

- лаборатории, установки, в которых проводится эталонировка и наладка радиометрической аппаратуры с применением источников ионизирующих излучений;

- спецмашины, в которых постоянно или периодически транспортируются РВ;

- территория вокруг скважины, в которой производятся работы по закачке растворов, содержащих РВ (оконтуренная зона);

- территория в радиусе 10 м от источника ионизирующих излучений, помещенного в транспортный контейнер, и площадка вокруг устья скважины при проведении радиометрических работ.

3.8.5. Защита от радиоактивного излучения при работе с РВ обеспечивается:

- максимально возможным уменьшением активности применяемых РВ;

- применением защитных экранов, использованием индивидуальных средств защиты;

- максимально возможным сокращением времени работы с РВ.

3.8.6. При попадании РВ на части тела людей надо принять меры по немедленной их дезактивации.

3.8.7. Администрация организации, использующей РВ, должна обеспечить такие условия получения, учета, хранения и транспортирования РВ, при которых исключена возможность их бесконтрольного использования, утери, хищения, а также разгерметизации источников ионизирующих излучений.

3.8.8. Приказом руководителя организации назначается лицо, ответственное за учет РВ, место их хранения и использования.

3.8.9. Для хранения РВ предприятие должно иметь специальное помещение, оборудованное в соответствии с требованиями санитарных правил. Помещение должно быть оборудовано системой приточно - вытяжной вентиляции. Дверь помещения, где хранится РВ, должна надежно запираться, к ней должен быть прикреплен знак радиационной опасности.

3.8.10. Источники ионизирующих излучений, используемые при геофизических работах, должны храниться в колодцах в переносных контейнерах. Спуск и подъем контейнеров должен быть механизирован.

3.8.11. Выдача источников производится работником, отвечающим за учет РВ, с разрешения руководства предприятия. Источники излучений получает начальник партии, в журнале производится соответствующая запись с указанием номера источника и его активности. Получение жидких РВ в количестве, превышающем необходимое для производства работ, запрещено.

3.8.12. Проверка наличия источников в переносных контейнерах производится с помощью радиометров. При необходимости проверки номера источника последний извлекается из контейнера (зондового устройства) манипулятором и рассматривается на максимально возможном удалении. Рекомендуется с этой целью хранилище оснастить устройством, позволяющим увеличивать изображение. Если необходимо очистить корпус источника, то для этого следует использовать вату или ветошь, закрепленные на палке длиной не менее 0,5 м. Вата и ветошь после использования должны быть проверены на радиоактивное загрязнение.

3.8.13. Допускается хранение источников на время производства работ на скважине в транспортном контейнере, закрытом на замок, установленном в подъемнике каротажной станции или на специальной автомашине, прицепе. На скважине переносные контейнеры с источниками хранят на удалении не менее 10 - 15 м от мест нахождения людей и под постоянным наблюдением. Ответственность за сохранность полученных для работы источников ионизирующих излучений и других РВ несет начальник партии.

3.8.14. На базах предприятий бурения или нефтедобычи подъемник следует сдать под охрану.

3.8.15. С ведома санитарно - эпидемиологической службы разрешено хранение эталонов гамма - излучения активностью до 0,2 мг-экв. радия в контейнере, помещенном в сейф рабочего помещения, при условии обеспечения сохранности РВ.

3.8.16. Возврат РВ в хранилища осуществляется с теми же мерами безопасности, что и их получение. В журнале производится соответствующая отметка за подписью начальника партии и лица, ответственного за учет, хранение и использование РВ.

3.8.17. Учет поступления, движения и расхода РВ на предприятии производится по единым нормам, установленными Санитарными правилами.

3.8.18. Списание РВ производится на основании:

- акта на производство заливки радиоактивных изотопов в скважину;

- акта на оставление глубинного прибора с источником ионизирующего излучения в скважине;

- акта о передаче РВ на захоронение или другому предприятию.

3.8.19. При утрате РВ, а также разливе жидких РВ работник геофизического предприятия, отвечающий во время происшествия за сохранность РВ, обязан немедленно организовать его поиск и сообщить о случившемся руководству предприятия, органам МВД, санитарно - эпидемиологической службы и органам госатомнадзора. До прибытия дозиметрической службы все работники должны быть выведены из места загрязнения, необходимо организовать предварительную их проверку на загрязненность рук, обуви, одежды, а также определить зону загрязнения в радиусе не менее 10 м и обеспечить ее охрану.

3.8.20. Перевозки РВ на скважины и обратно производятся в транспортных контейнерах, закрытых на замок и жестко укрепленных в подъемниках каротажных станций, на отдельных автомашинах или прицепах. Ключ от замка находится у начальника партии или лица, сопровождающего груз. На всех контейнерах должны быть нанесены номера и знаки радиационной опасности.

3.8.21. С целью обеспечения радиационной безопасности работы, связанные с применением источников ионизирующих излучений, должны проводиться в строгой технологической последовательности, в минимальные сроки с применением дистанционных инструментов.

3.8.22. Работы, при выполнении которых обязательно присутствие людей вблизи источников ионизирующих излучений, должны распределяться равномерно между всеми работниками партии.

3.8.23. Промыслово - геофизическая партия, выполняющая исследования с применением источников ионизирующих излучений, должна иметь два комплекта ручных дистанционных приспособлений, включающих:

- манипулятор длиной не менее 60 см;

- крючок для захвата скважинного прибора длиной не менее 40 см;

- пинцет, плоскогубцы или пассатижи длиной не менее 20 см;

- стержень для переноски контейнеров длиной 2 м.

3.8.24. После прибытия на скважину переносные контейнеры с источниками излучений должны быть размещены на расстоянии не менее 10 м от мест постоянного пребывания людей.

3.8.25. Подсоединение зондового устройства с источником к скважинному прибору производится в следующей последовательности. Переносный контейнер к скважинному прибору подносят на стержне два работника партии. Один из них с помощью манипулятора извлекает зондовое устройство с закрепленным в нем источником из контейнера и подсоединяет его к хвостовику прибора. Второй работник придерживает прибор со стороны кабельного наконечника. После этого скважинный прибор поднимают легостью или другим подъемным приспособлением и, придерживая крючком, опускают в устье скважины. Все операции должны быть проведены быстро.

3.8.26. Извлечение прибора из скважины и отсоединение зондового устройства производится в обратном порядке с соблюдением тех же мер предосторожности.

3.8.27. Во время подсоединения и отсоединения источника ионизирующего излучения в зоне работы с прибором другие работники партии, а также рабочие буровой бригады находиться не должны.

3.8.28. Для производства эталонировок и поверок аппаратуры радиоактивного каротажа на базе геофизического предприятия должна быть оборудована специальная площадка с эталонировочными устройствами, удаленная на расстояние не менее 10 м от мест проведения других работ. Емкости с водой и другими жидкостями, используемые при эталонировке и поверке аппаратуры нейтронного каротажа, должны иметь крышки. На площадке должен быть установлен знак радиационной опасности. Рекомендуется применение автоматизированных (механизированных) эталонировочных устройств.

3.8.29. Работа с применением импульсных генераторов нейтронов становится опасной после включения генератора. Прибор разрешено включать только после спуска его в скважину на глубину не менее 5 м от устья скважины.

3.8.30. Извлекать из скважины генератор нейтронов можно только по истечении времени, прошедшего после его выключения, достаточного для спада наведенной активности конструкционных материалов прибора до допустимого уровня. Длительность выдержки определяется расчетным путем в соответствии с инструкцией по эксплуатации аппаратуры.

3.8.31. При проведении работ с применением жидких радиоактивных изотопов должны соблюдаться те же меры предосторожности, что и при работе с источниками ионизирующих излучений. Использование жидких РВ связано с опасностью радиоактивного загрязнения и возможностью их попадания вовнутрь организма человека, и поэтому необходимо применение дополнительных мер.

3.8.32. Территория производства работ должна быть оконтурена знаками радиационной опасности, в пределах этой зоны запрещено курение и прием пищи, в ней не должно быть лиц, не принимающих непосредственного участия в производстве работ.

3.8.33. Вскрывать ампулы с жидкими радиоактивными веществами и производить расфасовку РВ на базах геофизических предприятий запрещено.

3.8.34. Каждая ампула с РВ должна быть помещена в свинцовый контейнер. Мощность дозы излучения, замеренная на поверхности контейнера, не должна превышать 10 мр/час. Ампула в контейнере должна содержаться в картонном футляре, обложенном ватой.

3.8.35. К месту работы (емкость для раздавливания, инжектор и т.п.) ампулы должны доставляться в контейнерах. Из контейнеров ампулы извлекаются с помощью манипуляторов; все операции с ампулами должны производиться над специальными противнями, покрытыми пластикатом для облегчения сбора РВ в аварийных ситуациях, при этом работник должен быть одет в полный комплект дополнительной защитной спецодежды.

3.8.36. Раздавливание ампулы с изотопами производится в специальной емкости на глубине не менее 20 см от уровня жидкости с помощью специального приспособления. Разрешено раздавливать ампулы непосредственно в устье ствола скважины, при этом следует принять меры для исключения возможности перелива жидкости из скважины или разбрызгивания изотопов по поверхности бурового оборудования.

3.8.37. При закачке изотопов под давлением запрещено подходить к устью скважины и нагнетательному оборудованию до тех пор, пока давление не достигнет нормальных значений.

3.8.38. После окончания работ работники каротажной партии и буровой бригады должны пройти дозиметрический контроль. В случае радиоактивного загрязнения работники должны пройти дезактивацию, дистанционный инструмент и спецодежда должны быть сданы дозиметристу для дезактивации.

3.8.39. Хранение жидких РВ на скважинах в спецмашинах каротажных партий сверх времени, необходимого для производства работ, не допускается.

3.8.40. В районах водоснабжения ввод радиоактивных изотопов в пласты, залегающие на глубинах до 400 м от поверхности земли, запрещен; проведение работ с применением радиоактивных изотопов должно быть заранее согласовано с органами санитарно - эпидемиологической службы и госатомнадзора.

3.8.41. Не допускается проведение работ, при которых имеет место значительный выход активированного бурового раствора на поверхность (при общей активности раствора более 0,5 мг-экв. радия).

3.8.42. Работы с применением стреляющих инжекторов должны проводиться в строгом соответствии с требованиями, предъявляемыми к производству прострелочно - взрывных работ. Зарядку и разрядку стреляющей части инжектора может проводить только специально обученный работник партии. Сначала производится зарядка стреляющей части и только после этого устанавливается ампула с РВ; разборка снаряженного инжектора производится в обратном порядке.

3.8.43. Приготовление короткоживущих радиоактивных изотопов для закачки их в скважину рекомендуется производить с применением установок типа "ТАУ".

 

 

 

 

 

 

Приложение

 

ПЕРЕЧЕНЬ

ЗАЩИТНЫХ СРЕДСТВ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ

НА ПРОМЫСЛОВО - ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТАХ

 

1. В ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРТИЯХ (ОТРЯДАХ)

 

1.

Защитное заземление каротажной лаборатории    

1 компл.   

2.

Защитное заземление каротажного подъемника    

1 компл.   

3.

Защитное заземление корпусов электропечей     

по 1 шт.   

4.

Индикатор (указатель) напряжения              

1 шт.      

5.

Перчатки диэлектрические                      

2 шт. (пара)

6.

Коврики диэлектрические                       

1 шт.      

7.

Электромонтерский инструмент с изолированными 
ручками                                        

1 компл.   

8.

Подкладки (клинья) под колеса каротажного     
подъемника                                    

2 шт.      

9.

Носилки (приспособления) для переноски приборов

1 шт.      

10.

Огнетушители типа ОУ-2 на каждую автомашину   

по 1 шт.   

11.

Каски защитные (с подшлемниками в зимнее время)

3 шт.      

12.

Перчатки резиновые (медицинские) для проявления
диаграмм                                      

1 пара     

13.

Табличка: "Не включать - работают люди!"      

1 шт.      

 

2. В ЭЛЕКТРОРАДИОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРТИЯХ (ОТРЯДАХ)

 

1.

Защитное заземление каротажной лаборатории      

1 компл. 

2.

Защитное заземление каротажного подъемника      

1 компл. 

3.

Защитное заземление корпусов электропечей       

по 1 шт. 

4.

Индикатор (указатель) напряжения                

1 шт.    

5.

Перчатки диэлектрические                        

1 пара   

6.

Коврики диэлектрические                         

1 шт.    

7.

Электромонтерский инструмент с диэлектрическими 
(изолированными) ручками                        

1 компл. 

8.

Подкладки (клинья) под колеса каротажного       
подъемника                                      

2 шт.    

9.

Носилки (приспособления) для переноски приборов 

1 шт.    

10.

Огнетушители типа ОУ-2 на каждую спецмашину     

по 1 шт. 

11.

Каски защитные (с подшлемниками в зимнее время) 

3 шт.    

12.

Перчатки резиновые (медицинские)                

1 пара   

13.

Индивидуальные дозиметры на каждого работника   

по 1 шт. 

14.

Радиометр универсальный                         

1 шт.    

15.

Транспортный контейнер (запирается на замок)    

1 шт.    

16.

Манипуляторы                                    

2 шт.    

17.

Пинцет длиной не менее 0,2 м                    

2 шт.    

18.

Стержень для переноски контейнеров длиной 2 м   

1 шт.    

19.

Крючок длиной 0,5 м                             

2 шт.    

20.

Знаки радиационной опасности (на подъемнике и   
транспортном контейнере). Знаки СИО             

2 шт.    

21.

Табличка: "Не включать - работают люди!"        

1 шт.    

 

На работах с импульсным генератором нейтронов,

дополнительно

 

1.

Контейнер - сборник твердых радиоактивных отходов

1 шт.    

2.

Контейнер - сборник жидких радиоактивных отходов

1 шт.    

3.

Совок и щетка для сбора отходов                 

1 компл. 

4.

Халат из светлого материала (дежурный)          

1 шт.    

5.

Шапочка из светлого материала                   

1 шт.    

6.

Резиновые (полихлорвиниловые) бахилы или сапоги 

1 пара   

7.

Перчатки хирургические                          

2 пары   

8.

Очки - консервы защитного (полумаска) типа      

1 шт.    

9.

Маска защитная сетчатая типа С39 или щиток из   
оргстекла                                       

1 шт.    

10.

Выносной знак радиационной опасности            

1 шт.    

 

При закачке жидких радиоактивных изотопов

 

1.

Контейнер для перевозки ампул с изотопами       

1 шт.    

2.

Контейнер - сборник жидких радиоактивных отходов

1 шт.    

3.

Контейнер - сборник твердых радиоактивных отходов

1 шт.    

4.

Ручной захват или щипцы с мягкими губками (длина
ручек не менее 50 см)                           

2 шт.    

5.

Дистанционное приспособление для раздавливания  
ампул с изотопами (длина ручек не менее 50 см)  

2 шт.    

6.

Набор инструмента для очистки поверхностей и    
сбора радиоактивных отходов (лопатки, совки,    
скребки, щетки и т.д.)                          

1 компл. 

7.

Набор химикатов для дезактивации                

1 компл. 

8.

Выносной знак радиационной опасности            

4 шт.    

9.

Радиометр по бета - гамма излучениям            

1 шт.    

10.

Дополнительно спецодежда на каждого работника,  
непосредственно занятого на работе с изотопами: 
а) колпак, одеваемый на головной убор, или шапоч-
ка, одеваемая непосредственно на голову (из бело-
го материала)                                   
б) комбинезон или халат из белого материала     
в) сапоги или бахилы резиновые (полихлорвинило- 
вые)                                            
г) перчатки медицинские (резиновые)              
д) очки - консервы защитные (полумаска) типа С-Бц

 

11.

Пластиковые противни                            

2 шт.    

 

3. В ПЕРФОРАТОРНЫХ ПАРТИЯХ

 

1.

Защитное заземление перфораторной лаборатории   

1 компл. 

2.

Защитное заземление перфораторного подъемника   

1 компл. 

3.

Индикатор (указатель) напряжения                

1 шт.    

4.

Перчатки диэлектрические                        

1 пара   

5.

Коврик диэлектрический                          

1 шт.    

6.

Подкладки (клинья) под колеса подъемника        

2 шт.    

7.

Носилки (приспособления) для переноски          
перфораторов                                    

1 шт.    

8.

Пробник запалов                                 

1 шт.    

9.

Взрывмашинка                                    

1 шт.    

10.

Клещи для зарядки перфораторов (для каждого типа
зарядов) и защитные приспособления для проверки 
взрывпатронов                                   

по 1     
компл.   

11.

Огнетушители типа ОУ-5 на спецмашине с ВМ       

2 шт.    

12.

Огнетушители типа ОУ-2 на спецмашине без ВМ     

1 шт.    

13.

Каски защитные                                  

3 шт.    

14.

Флажки красные для обозначения опасной зоны     

4 шт.    

15.

Таблички: "СТОЙ! ОПАСНО - ВЗРЫВ!"               

 

 

4. В КАРОТАЖНО - ПЕРФОРАТОРНЫХ (КОМПЛЕКСНЫХ) ПАРТИЯХ

 

1.

Защитное заземление каротажной лаборатории      

1 компл. 

2.

Защитное заземление каротажного подъемника      

1 компл. 

3.

Защитное заземление перфораторной лаборатории   

1 компл. 

4.

Защитное заземление перфораторного подъемника   

1 компл. 

5.

Защитное заземление корпусов электропечей       

по 1 шт. 

6.

Индикатор (указатель) напряжения                

1 шт.     

7.

Перчатки диэлектрические в лабораториях         

по 1 паре

8.

Коврики диэлектрические в лабораториях          

1 шт.    

каротажном подъемнике                           

по 1 шт. 

9.

Электромонтерский инструмент с изолирующими     
ручками                                         

1 компл. 

10.

Подкладки (клинья) под колеса каждого подъемника

по 4 шт. 

11.

Носилки (приспособления) для переноски          
перфораторов и других скважинных приборов       

1 шт.    

12.

Каски защитные (с подшлемниками в зимнее время) 

3 шт.    

13.

Перчатки резиновые (медицинские)                

1 пара   

14.

Индивидуальные дозиметры на каждого работника   

по 1 шт. 

15.

Радиометр универсальный                         

1 шт.    

16.

Транспортный контейнер (запирается на замок)    

1 шт.    

17.

Манипуляторы                                    

2 шт.    

18.

Пинцет длиной не менее 0,2 м                    

2 шт.    

19.

Стержень для переноски контейнеров длиной 2 м   

1 шт.    

20.

Крючок длиной 0,5 м                             

2 шт.    

21.

Знаки радиационной опасности на подъемнике и    
транспортном контейнере                         

3 шт.    

22.

Пробник запалов                                 

1 шт.    

23.

Взрывмашинка                                    

1 шт.    

24.

Клещи для зарядки перфораторов                  

по 1     
компл.   

25.

Огнетушители типа ОУ-5 на спецмашине с ВМ       

2 шт.    

26.

Огнетушители типа ОУ-2 на спецмашине без ВМ     

1 шт.    

27.

Флажки красные для обозначения опасной зоны     

4 шт.    

28.

Таблички: "СТОЙ! ОПАСНО - ВЗРЫВ!"               

4 шт.    

29.

Табличка: "Не включать - работают люди!"        

1 шт.    

 

5. В ПАРТИЯХ (ОТРЯДАХ) ГАЗОКАРОТАЖНЫХ

И ГЕОЛОГО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

 

1.

Защитное заземление лаборатории                 

1 шт.    

2.

Защитное заземление корпусов электропечей       

по 1 шт. 

3.

Индикатор (указатель напряжения)                

1 шт.    

4.

Перчатки диэлектрические                        

1 пара   

5.

Коврик диэлектрический                          

1 шт.    

6.

Электромонтерский инструмент с изолированными   
ручками                                         

1 компл. 

7.

Пояс предохранительный, верхолазный             

1 шт.    

8.

Сумка для переноски инструмента                 

1 шт.    

9.

Катушка для тросика - растяжки                  

1 шт.     

10.

Защитная каска (с подшлемником в зимнее время)  

1 шт.    

11.

Очки защитные                                   

1 пара   

12.

Перчатки резиновые (кислотостойкие)             

1 пара   

13.

Растворы нейтрализующих средств (уксусной,      
лимонной, борной кислоты, питьевой соды)        

1 компл. 

14.

Огнетушитель типа ОУ-2                          

1 шт.    

15.

Табличка: "Не включать - работают люди!"        

1 шт.    

 

Средства производственной и бытовой санитарии

для всех партий (отрядов)

 

1.

Аптечка медицинская с набором медикаментов и     
средства защиты от комаров и гнуса               

1 компл. 

2.

Фляга или термос для питьевой воды               

1 шт.    

3.

Посудохозяйственный инвентарь (кастрюли, электро-
чайник, электроплитка с закрытой спиралью, кружки,
т.п.)                                            

1 компл. 

4.

Спальные мешки со вкладышами на каждого работника

 

 

 

 

 

 

 

4. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ ВЗРЫВНЫХ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

 

4.1. Задачи и общие требования

 

4.1.1. ПВР должны выполняться только геофизическими организациями (предприятиями), имеющими разрешения (лицензии) Госгортехнадзора России на осуществление видов деятельности в области взрывного дела в соответствии с действующими положениями. Перечень видов деятельности устанавливается по согласованию с местными органами госгортехнадзора и, как минимум, должен содержать:

- перечень применяемых, допущенных Госгортехнадзором России ВВ и изделий (ВМ);

- условия эксплуатации, транспортирования и мест хранения ВМ.

4.1.2. В договорах на применение ПВР как составляющих комплекса промыслово - геофизических работ, заключаемых между геологоразведочными или добывающими организациями - заказчиками и геофизическими организациями - подрядчиками, должны быть отражены обязанности и ответственность сторон в части обеспечения безопасности производственного процесса ПВР и технологических операций, связанных с обращением с ВМ. В общем случае:

а) заказчик обязан:

- выполнять подготовку ствола скважины, устьевого оборудования, спуско - подъемных механизмов для обеспечения безаварийного спуска и подъема прострелочных и взрывных аппаратов (ПВА). В процессе проведения ПВР поддерживать в рабочем состоянии механизмы и оборудование скважин, необходимые для обеспечения технологических операций с ПВА;

- подготавливать площадки и помещения для размещения аппаратуры, оборудования, материалов ПВР и для работы с ними; освещение площадок при работе в темное время суток;

- подготавливать электрооборудование скважины для подключения геофизической аппаратуры, обеспечивать ее исправность в соответствии с действующими нормами электробезопасности и нормами безопасности электровзрывания;

- выделять персонал, необходимый для обслуживания оборудования и механизмов скважины, обеспечивающих выполнение производственного процесса ПВР;

- проводить обучение безопасности персонала подрядчика в части вопросов, связанных с нахождением на объектах работ, использования механизмов и оборудования объекта;

- выделять своего ответственного представителя на объекте на все время выполнения ПВР;

- обеспечивать доставку ВМ, ПВА на объекты работ при работах на плавучих буровых установках (ПБУ), морских стационарных платформах (МСП);

- согласовывать с органами надзора проектную документацию на ПВР;

б) подрядчик обязан:

- выполнять ПВР в объеме и в соответствии с методикой, предусмотренной проектной документацией на выполнение ПВР на объекте;

- проводить обучение персонала заказчика, привлекаемого для выполнения ПВР, в части мер безопасности при нахождении на объекте взрывных работ;

- осуществлять учет движения ВМ, выполнять технологические операции, связанные с обращением с ВМ, в соответствии с требованиями действующих Единых правил безопасности при взрывных работах (ЕПБВР).

4.1.3. ПВР должны выполняться в соответствии с проектной документацией. Меры безопасности, вытекающие из принятой технологии и методики ПВР, должны быть указаны в "Типовом проекте" или "Техническом проекте на производство ПВР" в конкретной скважине, разрабатываемом согласно заявке заказчика. "Технический проект..." должен составляться и утверждаться подрядчиком, согласовываться заказчиком. При выполнении ПВР:

- в сухих газирующих и поглощающих промывочную жидкость скважинах;

- в скважинах с уровнем жидкости ниже статического;

- в скважинах, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные и агрессивные вещества;

- в скважинах, имеющих осложнения для спуска - подъема ПВА, в т.ч. пологонаклонных и горизонтальных;

- в скважинах, вскрывающих горизонты с АВПД, "Технический проект..." должен согласовывать главный инженер заказчика.

4.1.4. В случаях аварий, связанных с применением ПВР или возможных в процессе выполнения ПВР, дальнейшие работы должны выполняться по планам, совместно утверждаемым руководителями (главными инженерами) заказчика и подрядчика. Аналогичный план должен составляться при выполнении ПВР в составе сложных технологий испытания и освоения скважин.

4.1.5. В составе специализированного или комплексного подразделения геофизической организации, выполняющего ПВР (партии, отряда), должен быть инженерно - технический работник, имеющий право руководства взрывными работами и право их производства, а также рабочие (рабочий) - каротажники с правом производства взрывных работ (взрывники). Руководитель специализированного подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право руководства взрывными работами.

4.1.6. Руководитель взрывных работ, выполняемых с применением электровзрывания, должен пройти обучение электробезопасности с присвоением квалификационной группы не ниже III.

4.1.7. В течение времени непосредственной работы с ВМ с момента подачи предупредительного сигнала до подачи сигнала "Отбой" указания руководителя взрывных работ являются обязательными для всего персонала, работающего на объектах ПВР.

4.1.8. Непосредственную работу с ВМ (снаряжение и зарядка аппаратов, монтаж электровзрывной сети (ЭВС), приведение аппаратов в действие и др.) могут выполнять взрывники (каротажники), имеющие "Единую книжку взрывника" с отметкой о допуске к данному виду работ.

4.1.9. Отдельные операции по работе с ПВА, не связанные с обращением со средствами инициирования (СИ), монтажом, проверкой и задействованием ЭВС, обращением с отказавшими ПВА, могут выполнять не имеющие "Единой книжки взрывника", проинструктированные в установленном порядке рабочие геофизических партий (отрядов) под непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных работ.

4.1.10. Обслуживающий негеофизическое оборудование персонал (буровая бригада, бригада по испытаниям), привлекаемый для выполнения спуско - подъемных операций и задействования аппаратов, спускаемых на насосно - компрессорных или бурильных трубах, должен быть проинструктирован руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением.

4.1.11. Для выполнения ПВР могут использоваться только ВМ, ПВА, оборудование и приборы взрывного дела, допущенные в установленном порядке к применению госгортехнадзором на данном виде взрывных работ. Условия применения (температура, гидростатическое давление, проходной диаметр скважины и др.) должны строго соответствовать указаниям эксплуатационной документации на применяемые изделия. Эксплуатационную документацию (инструкции по эксплуатации, руководства по применению, паспорта и др.) должны обязательно иметь геофизические подразделения при выполнении ПВР на объектах работ. На прострелочные аппараты многократного действия должна вестись ведомость учета залпов, а также ремонтов и испытаний в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

4.1.12. Геофизические организации для выполнения работ с ВМ и ПВА могут оборудовать стационарные постоянные - со сроком службы более 3-х лет - или временные зарядные мастерские, в которых могут быть помещения с соответствующим оборудованием для:

- кратковременного хранения ВМ (кладовые);

- выполнения сборки, снаряжения, мойки, сушки ПВА и других операций, связанных с обращением с ПВА;

- испытаний ВМ и ПВА.

4.1.13. Стационарные зарядные мастерские должны строиться по согласованным с органами госгортехнадзора типовым или индивидуальным проектам, разрабатываемым проектными организациями, имеющими разрешения (лицензии) на проектирование мест хранения ВМ.

4.1.14. Порядок ввода в эксплуатацию и эксплуатации стационарной зарядной мастерской должны быть аналогичны установленным для складов ВМ и соответствовать требованиям приложений 1 и 3 действующих ЕПБВР.

4.1.15. Емкость кладовых стационарной зарядной мастерской не должна превышать декадной потребности в ВМ обслуживаемых мастерской подразделений и может уточняться по согласованию с органом госгортехнадзора.

 

4.2. Хранение и доставка к местам работ ВМ и ПВА

 

4.2.1. Поступающие в геофизические организации ВМ (заряды, детонирующие шнуры, СИ, снаряженные ПВА или их секции) должны быть подвергнуты входному контролю (испытаниям). Объем, методы и критерии оценки испытаний устанавливаются эксплуатационной документацией на ВМ (инструкцией по эксплуатации, руководством по применению и др.). Испытания должны проводиться в лабораториях, на полигонах, площадках, стендах, оборудуемых согласно "Инструкции по устройству и эксплуатации складов ВМ". Соответствующим испытаниям должны подвергнуться ВМ по окончании срока хранения, если эксплуатационной документацией допускается возможность его продления. Оформление результатов испытаний выполняется в соответствии с приложением 3 действующих ЕПБВР.

4.2.2. ВМ и ПВА на базах геофизических организаций должны храниться в складах ВМ и (или) кладовых стационарных зарядных мастерских. Количество и типы ВМ, хранящихся в каждом помещении склада (стационарной зарядной мастерской), должны соответствовать паспорту склада (мастерской).

4.2.3. ВМ различных групп совместимости, определяемых для каждого ВМ согласно действующим нормативным документам и указываемых в эксплуатационной документации, в общем случае должны храниться в отдельных хранилищах склада ВК (кладовых стационарной зарядной мастерской). Совместное хранение ВМ различных групп совместимости в одном помещении склада или кладовой зарядной мастерской допускается в случаях, предусмотренных действующими ЕПБВР.

4.2.4. При небольших объемах работ в кладовых стационарной зарядной мастерской по согласованию с органом госгортехнадзора допускается совместное хранение средств инициирования, независимо от принадлежности их к любой группе совместимости ("B", "C", "G", "D"), рассыпного пороха и изделий из него (группа совместимости "C") в том же помещении, где находятся заряды взрывчатых веществ (ВВ) групп совместимости "D" или "С", детонирующие шнуры (группа совместимости "D"), снаряженные изготовителем или поставщиком ПВА, их секции, модули (группа совместимости "D"). При этом средства инициирования, рассыпной порох и изделия из него должны помещаться в отдельные для изделий каждой группы металлические заземленные сейфы.

4.2.5. В кладовых стационарной зарядной мастерской запрещается хранить снаряженные в мастерской ПВА. Для их кратковременного хранения на время от окончания снаряжения до отправки на объект работ должны использоваться отдельные, оборудованные стеллажами, полками, настилами помещения. При этом допускается размещение в одном помещении снаряженных в мастерской ПВА, относящихся к различным группам совместимости: "D" - кумулятивных перфораторов, торпед, труборезов; "C" - пулевых перфораторов и стреляющих грунтоносов. Это же помещение допускается использовать для кратковременного хранения возвращенных в зарядную мастерскую с объектов работ подлежащих расснаряжению отказавших или неиспользованных ПВА.

4.2.6. В стационарной зарядной мастерской запрещается заряжать и хранить заряженные, т.е. с установленными средствами инициирования, ПВА, за исключением стреляющих грунтоносов. Заряженные грунтоносы с замкнутыми на "массу" проводами электровоспламенителей допускается кратковременно, до отправки на объект работ, хранить в помещении для снаряженных ПВА согласно п. 4.2.5.

4.2.7. Во время хранения снаряженных изготовителем (поставщиком) ПВА на складах ВМ должно выполняться предусмотренное эксплуатационной документацией периодическое техническое обслуживание: замена резинотехнических изделий, замена консервационной смазки и др. Операции по техническому обслуживанию должны выполняться в помещениях выдачи ВМ складов или в помещениях для работы с ПВА стационарных зарядных мастерских.

4.2.8. Порядок хранения и учета ВМ и снаряженных ПВА должен отвечать установленному "Инструкцией о порядке хранения..." (приложение 1 к ЕПБВР). При этом для стационарных зарядных мастерских должны выполняться требования, установленные "Инструкцией..." для участковых пунктов хранения ВМ.

4.2.9. Со складов (стационарных зарядных мастерских) на объекты работ могут отпускаться только ВМ и ПВА, прошедшие проверку качества (испытания) согласно указаниям эксплуатационной документации. Контроль электрических характеристик электрических средств инициирования (ЭСИ) должен быть сплошным и выполняться непосредственно перед выдачей их со склада (мастерской). Испытания ВМ на объектах работ, кроме осмотра всех ВМ и повторной проверки сопротивления ЭСИ, не допускаются.

4.2.10. На объекты работ ВМ и ПВА могут доставляться:

а) в упаковке изготовителя (поставщика), имеющей транспортную маркировку, причем вид и метод упаковывания, количество продукции при переупаковывании не изменяются. В этом случае подкласс опасности груза, указанный в эксплуатационной документации и на транспортной маркировке, сохраняется;

б) переупакованными в ящики, кассеты, пеналы и другую тару, отличную от тары предприятия - изготовителя (поставщика), а также тару изготовителя с изменением вида и метода упаковывания, количества упаковываемой продукции. В этих случаях переупакованные ВМ и ПВА необходимо считать опасным грузом подкласса 1.1;

в) в виде снаряженных в стационарной зарядной мастерской ПВА, упакованных или неупакованных в зависимости от оборудования транспортного средства последующей доставки. В этих случаях снаряженный ПВА следует считать опасным грузом подкласса 1.1, если иное специально не оговорено эксплуатационной документацией на аппарат;

г) в специальных контейнерах, допущенных госгортехнадзором к транспортировке ВМ определенных видов и массы. Транспортная опасность упакованного в такой контейнер ВМ должна определяться эксплуатационной документацией на контейнер.

4.2.11. Доставка ВМ и ПВА на объекты работ допускается:

а) самоходными специальными (ЛПС) машинами прострелочно - взрывных работ или специально подготовленным автотранспортом;

б) самоходными специальными машинами промыслово - геофизических работ - каротажными подъемниками (ПК), лабораториями каротажной станции (ЛКС), каротажными станциями (КС);

в) транспортными средствами специализированных ведомств и предприятий воздушного, морского и речного транспорта.

4.2.12. При доставке ВМ и ПВА специальными машинами прострелочно - взрывных работ виды, масса, размещение и крепление ВМ и ПВА, а также размещение персонала, иного технологического оборудования определяются эксплуатационной документацией на спецмашину. В части выбора и согласования маршрутов движения транспортных средств, назначения лиц сопровождения и охраны, требований к водителям, системы информации об опасности необходимо руководствоваться действующими "Правилами безопасной перевозки опасных грузов автомобильным транспортом".

4.2.13. Самоходными специальными машинами промыслово - геофизических работ допускается разовая доставка ВМ и ПВА. В этом случае спецмашины должны быть дооборудованы в соответствии с требованиями раздела "Требования к техническому состоянию транспортных средств..." действующих "Правил безопасной перевозки опасных грузов автомобильным транспортом". Изменение существующего электрооборудования кузова и перенос выхлопной трубы глушителя разрешается не выполнять. В салонах (отсеках кузова) таких спецмашин должны быть установлены приспособления (скобы, петли, зажимы) для крепления ящиков и контейнеров с ВМ. Размещение в кузове ВМ и ПВА различных групп совместимости должно соответствовать предусмотренному действующими ЕПБВР.

Запрещается:

- нахождение в кузовах людей в процессе транспортировки;

- транспортировка ВМ без ящиков или контейнеров, если ВМ не в транспортной таре изготовителя (поставщика).

4.2.14. При доставке ВМ и ПВА транспортными средствами воздушного и водного транспорта должны в полной мере выполняться правила перевозки опасных грузов на соответствующем виде транспорта. Геофизическое предприятие в составе транспортной документации на представляемый к доставке груз должно представить аварийную карточку или другой документ, содержащий информацию о транспортной опасности груза и действиях в случае возможных аварий.

4.2.15. Руководство погрузо - разгрузочными работами, в т.ч. работами по размещению и креплению ВМ и ПВА при доставке автомобильным транспортом, осуществляется руководителем взрывных работ геофизического подразделения.