Проект технологии бурения на Западно-Сургутской площади с детальной разработкой вопроса осложнения

Для расчета потерь давления Р_бкиР_кпнеобходимо определить режим течения бурового раствора, в зависимости от которого выбираются соответствующие формулы. Для этого следует вычислить значение критического числа Рейнольдса течения бурового раствора Re_кр, прикотором происходит переход от структурного (ламинарного) режима ктурбулентному.



(45)

где:

-

число Хедстрема; з- пластическая (структурная)вязкость бурового раствора, Па•с; ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

Значение d_г принимается равным внутреннему диаметру труб d_т при течении раствора внутри бурильных труб, УБТ и d_г = d_с-d_н, при течении в затрубном (кольцевом) пространстве. Здесь d_с - диаметр скважины, аd_н -наружный диаметр бурильных труб, УБТ, забойного двигателя.

Область существования структурного (ламинарного) режима течения определяется условием Re<Re_кр, а турбулентного Re>Re_кр,

Значение числа Рейнольдса для внутритрубного пространства Re_т, и кольцевого Re_кп вычисляется по формулам:

Для внутритрубного пространства:

Интервал 0 - 2316 (ПК 127х 9)

Интервал 2316 - 2566 (ПК 127х 13)

Интервал 2566 - 2725 (УБТ)

Для кольцевого пространства:

Интервал 0 - 750

Интервал 750 - 2566

Интервал 2566 - 2580

Интервал 2580 - 2725

Величина потерь давления внутри бурильной колонны Р_бк, складывается из потерь давления в гладкой части бурильных труб Р_т, потерь давления в замковых (муфтовых) соединениях Р_зам и утяжеленных бурильных трубах Р_убт.

Р_бк = Р_т+ Р_зам + Р_убт (48)

В бурильных трубах с приваренными замками (а именно такие используются в данном случае) потери не учитываются в виду их малости, поэтому Р_зам = 0.

Потери давления Р_т и Р_убт определяются по формулам, справедливым для конкретного режима течения.

При турбулентном режиме течения потери давления по длине определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

(49)

где - коэффициент гидравлического сопротивления трения в трубах. Его значение вычисляют по формуле

(50)

где - эквивалентная шероховатость.

Шероховатость новых бесшовных стальных труб равна = (1...2)•10^-5 м. В процессе эксплуатации она возрастает и может достигнуть значений(15...30)•10^-5 м. В расчетах рекомендуется применять= 3 •10^-4

Потери в БК:

Интервал 0 -2316(ПК 127х 9)

Интервал 2316 - 2566 (ПК 127х 13)

Интервал 2566 - 2725 (УБТ)

Общие потери в БК

Р_бк = 3,9 + 0,62 + 1,5 = 6,02 МПа.

Величина потерь давления в кольцевом пространстве Р_кп, складывается из потерь давления на участках с постоянными размерами поперечного сечения Р_кпгл и местных сопротивлений (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колонны) Р_кпм.

Р_кп = Р_кпгл + Р_кпм (51)

Расчет потерь давления производится раздельно для обсаженной части ствола по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральными размерами проходного сечения.

При ламинарном режиме

(52)

где -диаметр скважины, м; - наружный диаметр бурильных труб (УБТ, забойного двигателя), м; - определяется по значению числа Сен-Венана-Ильюшина для кольцевого пространства



(53)

При турбулентном режиме течения бурового раствора

(54)

(55)

Значениедля обсаженной части ствола принимается, как и в формуле для необсаженных участков = 3•10^-3м.

Потери давления на местных сопротивлениях определяются по формуле

где-коэффициент местного сопротивления; d_з - наружный диаметр замка, м; l_m - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; l-длина секции труб одинакового размера, м.

Потери в КП:

Интервал 0 - 750

Интервал 750 - 2566

Интервал 2556- 2580

Интервал 2580 - 2725

Потери давления на местных сопротивлениях:

Интервал 0 - 750

Интервал 750 - 2316

Общие потери в КП:

Р_кп = 0,23 + 0,45 + 0,11 + 0,17 + 0,016 + 0,017 = 0,99 МПА.

Величина потерь давления в элементах наземного оборудования (в обвязке) определяется по формуле

где а_i - коэффициент гидравлических сопротивлений в элементе обвязки; l - длина горизонтальной части нагнетательного трубопровода, м; d, д - соответственно, диаметр и толщина стенки трубопровода, м; л_т- коэффициент гидравлического сопротивления принимается равным 0,02.

Потери давления (не считая потерь в долоте):

P_{бк+кп+об} =6,4 + 0,99 + 0,316 = 7,7 МПа

Резерв давления, который может быть реализован на долоте, составит

Р_д = 20,6 - 7,7 = 12,9 МПа.

2.7.4 Программа оснащения гидромониторных долот насадками

Под программой оснащения гидромониторных долот насадками понимается совокупность данных о производительности насосов Q_н, допустимом давлении на насосах Р_о, интервале бурения (L₂-L₁) разбитом на участки длиной h_i, резервах давления Р_дi, которые могут быть реализованы в конце каждого участка, фактическом расходе бурового раствора через насадки Q_фнi, количестве и диаметрах насадок долота.

Для произвольной глубины L_i резерв давления на долоте составит Р_дi. По мере увеличения глубины скважины численное значение Р_дi уменьшается от максимального значения вначале интервала Р_дmax до минимального значения в конце интервала Р_дmin. С целью эффективного использования Р_дi необходимо рассматриваемый интервал разбить на части длиной h_i не менее 100 м каждая или соответственно ожидаемым проходкам на долото, если последние превышают указанную выше длину h_i.

В расчетах величина резерва давления для реализации в насадках долота берется по нижней границе каждого участка.

Найденная по графику величина резерва давления может быть реализована при соответствующем подборе насадок с учетом фактического расхода бурового раствора через долото.

Диаметр насадки определяется по следующей формуле

Где с - плотность бурового раствора, кг/м ³;

Q_фн - фактический расход жидкости через насадки долота, м ³/с;

z - количество насадок;

м-коэффициент расхода, принимаемый равным 0,92.

Фактический расход жидкости через насадки долота определяется как разность между производительностью насосов Q_н и величиной утечек Q_уi для конкретного значения резерва давления Р_дi

Q_фнi= Q_н-Q_уi.

Т.к. отсутствует турбобур то значение Q_уi= 0, и Q_фнi= Q_н=0,029 м ³/с.

Диаметр насадки:

Суммарная площадь 3-х насадок f_н = 3•3,14•10,5 ²/4 = 259,64мм ²

Можно взять две насадки №13 (10,3 мм) и одну №14 (11,1 мм).

2.8 Выбор комплектной буровой установки

При выборе типа буровой установки в качестве исходного условия принимается глубина бурения, а затем проверяют подходит ли она по нагрузке на крюке. Расчетный вес самой тяжелой обсадной колонны или нагрузка, возможная при ликвидации прихвата бурильной колонны, не должны превышать допускаемой нагрузки на крюке.

По правилам безопасности выбор буровой установки должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске наиболее тяжелых бурильных и обсадных колонн, а также при ликвидации аварий не превышала величину параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". Выбор проводим по наибольшей из указанных нагрузок.

Вес эксплуатационной колонны

где - длина эксплуатационной колонны; - теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80,=336 Н/м Gэк = 2250 • 336 = 756000 Н

Вес бурильной колонны с УБТ:

Gбк = 138 • 155,9 + 24 • 116,4 + 250 • 40,6 + 1461 • 31,22 + 1685.9 • 31,92 = 1334500.12 кгс=13345001.2Н

По глубине бурения выбираем буровую установку БУ 3200/2000 ЭУК - 3МА . Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Проверяем установку по грузоподъемности, для этого рассчитываем

1334.5 кН< 0,62000 =1920 кH,

756 кН < 0,92000 = 3037 кH.

Таким образом, выбранная установка удовлетворяет всем требованиям, ее техническая характеристика и её комплектность приведены в таблице

Основная техническая характеристика и комплектность буровой установки представлена в таблице 9.

Таблица-9 Основная техническая характеристика и комплектность буровой установки

Параметры	БУ 5000/3200 ДГУ - 1
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	3200
Условная глубина бурения, м	5000
Вышка	BMA - 45-320 - 1
Кронблок	УКБА-6-250
Талевый блок	УТБА-5-320
Вертлюг	УB-320 MA
Ротор	P-700
Лебедка	ЛБУ 22-670
Насос	УНБТ-950А
Комплекс механизмов АСП	АСП-ЗМ 1
Привод основных механизмов	Лебедки, ротора и буровых насосов: электродвигатели СА-10
Циркуляционная система	ЦС 5000ДГУ-1Т ЦС 5000ДГУ-1

2.9 Технология стандартных методов ликвидации ГНВП

Применение стандартных методов ликвидации ГНВП основано на традиционной схеме циркуляции раствора в скважине прямой промывкой с постоянной производительностью насосов, при этом давление на проявляющий пласт регулируется путем изменения давления на устье в трубном пространстве с помощью дросселя, установленного в затрубном пространстве.

Стандартные методы ликвидации ГНВП включают типовые технологические операции по безопасному удалению пластового флюида из скважины и заполнению скважины жидкостью глушения или утяжеленным буровым раствором, при проведении которых предусматриваются все меры, чтобы не допустить или снизить возможность возникновения дополнительных осложнений в скважине.

Давление на проявляющий пласт во время циркуляции должно регулироваться так, чтобы оно оставалось постоянным и несколько превышало пластовое давление с целью исключения дополнительного притока флюида из пласта. В то же время давление, создаваемое в любом сечении ствола скважины, не должно превышать максимально допустимого значения для данного интервала с точки зрения возникновения гидроразрыва пласта и поглощения, заколонных перетоков или разрушения устьевого оборудования.

Стандартные методы ликвидации ГНВП могут быть использованы при соблюдении следующих условий.

1. Объем поступившего в скважину флюида не превышает предельного для данной скважины значения: .

Бурильный инструмент находится в скважине на глубине, достаточной для создания противодавления на пласт при промывке (долото у забоя или кровли проявляющего пласта).

Технически сохраняется возможность осуществлять промывку скважины через штуцер.

Персонал буровой бригады имеет соответствующий допуск на проведение данного вида работ.

В "Руководстве по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин" (СТО Газпром 2-3.2-193-2008) нормативно оговорено использование следующих стандартных методов:

"метод бурильщика" (п. 13.1.5.);

"метод ожидания и утяжеления" (п. 13.1.11.).

2.9.1 Метод бурильщика

Характерной особенностью метода бурильщика является группировка технологических операций по ликвидации ГНВП на две стадии: стадию вымыва флюида и стадию глушения скважины.

Основное содержание метода бурильщика и последовательность выполнения операций важны для изучения и понимания, так как этот метод является основным методом управления скважиной и имеет наибольшее распространение. Метод бурильщика позволяет избежать сложных вычислений и использовать реальные данные давлений в скважине в процессе ликвидации ГНВП.

Технология управления скважиной при ГНВП методом бурильщика предусматривает два цикла промывки. В течение первого цикла, когда циркуляцию в скважине восстанавливают сразу же после герметизации устья и периода стабилизации давлений, пластовый флюид вымывается из скважины буровым раствором исходной плотности - стадия вымыва. По окончании вымыва флюида циркуляцию останавливают, закрывают скважину и приступают к приготовлению утяжеленного бурового раствора расчетной плотности с_к в запасных емкостях в необходимом объеме

V = 1,2 V_скв..

В течение второго цикла восстанавливают циркуляцию утяжеленным раствором и замещают в скважине буровой раствор, использовавшийся в первом цикле, на утяжеленный буровой раствор расчетной (конечной) плотности с_к. Это - стадия глушения скважины.

2.9.2 Вымыв флюида буровым раствором начальной плотности

В процессе вымыва флюида плотность бурового раствора не изменяется, внутреннее пространство бурильной колонны и затрубное пространство скважины заполняются буровым раствором начальной плотности с_н то есть такой плотности, при которой произошло проявление. Следовательно, не изменяется гидростатическое давление столба бурового раствора в трубном пространстве, тогда о величине забойного давления можно точно судить по давлению в бурильных трубах. Такая ситуация в скважине сохраняется до тех пор, пока плотность бурового раствора в бурильных трубах не изменится.

Необходимое давление в бурильных трубах, обеспечивающее превышение забойного давления над пластовым, устанавливается эмпирическим путем одновременно с восстановлением циркуляции в следующем порядке.

С выходом насоса на режим, обеспечивающий выбранную для глушения подачу, давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы его значение превышало зарегистрированное избыточное давление в затрубном пространстве Р_из.кна величину (0,5 - 1,0 МПа):

МПа.

Установившееся при этом давление в бурильных трубах является начальным давлением циркуляции. Зарегистрированное его значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением:

МПа.

В процессе вымыва флюида давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное начальное давление циркуляции сохранялось постоянным до полного удаления флюида из скважины.

Флюид считается вымытым, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным

МПа,

тогда циркуляцию останавливают и вновь закрывают скважину. Признаком окончания стадии вымыва флюида является равенство давлений в трубном и затрубном пространствах скважины: (проверка окончания стадии вымыва).

Если равновесия не наблюдается, то в ствол скважины поступила дополнительная пачка флюида или флюид поступал в течение всего процесса промывки. В этом случае необходимо промыть скважину заново, увеличив давление циркуляции в бурильных трубах.



2.9.3 Закачка в скважину бурового раствора с необходимой для глушения плотностью

После увеличения плотности бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения - с_к циркуляция в скважине возобновляется.

При закачке утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы гидростатическое давление столба в трубном пространстве постоянно увеличивается, в то время как плотность бурового раствора в затрубном пространстве постоянна, что обусловливает необходимость поддерживать постоянное давление на дросселе. Тогда, при постоянном давлении на дросселе, можно обеспечить постоянство давления на забое скважины.

Технологическая операция по восстановлению циркуляции носит такой же характер, что и в первом цикле циркуляции, за исключением величины давления на дросселе, значение которого должно превышать на 0,5 + 1,0 МПа давление в закрытой скважине после вымыва флюида:

МПа.

Давление на дросселе сохраняется постоянным до тех пор, пока бурильная колонна не заполнится утяжеленным буровым раствором. При этом давление циркуляции в бурильных трубах снижается.

С выходом утяжеленного раствора в затрубное пространство положение меняется. Теперь раствор постоянной плотности находится уже в бурильной колонне, и, следовательно, целесообразно вести контроль и поддерживать постоянное давление в бурильных трубах.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, регистрируют установившееся при этом давление в бурильных трубах, которое является конечным давлением циркуляции. Зарегистрированное значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением:



.

После выхода утяжеленного раствора в затрубное пространство давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное конечное давление циркуляции сохранялось постоянным до полного заполнения скважины утяжеленным буровым раствором.

С выходом на устье утяжеленного раствора с плотностью с_к, циркуляция останавливается и скважина закрывается. В закрытой скважине давление в бурильных трубах и в затрубном пространстве должны быть равны нулю: (проверка окончания стадии глушения).

Если проверка скважины на избыточное давление показывает, что, спустя 10 - 30 мин, показания манометров не равны нулю, то необходимо возобновить циркуляцию. Причина может состоять в неоднородности бурового раствора по стволу скважины, либо в дополнительном притоке флюида в ствол скважины.

Примечание №1. На практике почти невозможно заглушить скважину за один цикл циркуляции ввиду плохого вытеснения жидкости в затрубном пространстве. Это положение относится к любому методу ликвидации ГНВП.

Примечание №2. Помните, что при открытии превенторов отдельные элементы обвязки устья скважины могут находиться под давлением.

Преимущества метода:

минимальное время простоя скважины без промывки;

простота применения;

не требуется проведения сложных расчетов и построения графиков;

после вымыва флюида значения давлений, используемые для расчета плотности бурового раствора, являются более точными;

возможность использования на буровых, не имеющих оборудования достаточной производительности для приготовления бурового раствора и при недостаточном запасе утяжелителя.

Недостатки метода:

продолжительность - требует как минимум два цикла циркуляции;

возникающие при ликвидации ГНВП максимальные давления в скважине выше, по сравнению с другими методами, следовательно - недопустимость применения на скважине, где возможно поглощение бурового раствора при низком давлении гидроразрыва.

Инженерно-аналитические расчеты для управления скважиной при ликвидации ГНВП .

Для инженерного обеспечения проведения процесса глушения скважины (анализ ситуации и контрольные значения) необходимо определить значение следующих режимно-технологических параметров:

максимально допустимое давление на устье скважины;

плотность поступившего в скважину пластового флюида;

пластовое давление;

плотность бурового раствора, которая необходима для проведения процесса;

начальное давление циркуляции;

конечное давление циркуляции.

Ниже приведены формулы для определения расчетных параметров и численные примеры расчетов.

1. Максимально допустимое давление на устье скважины.

Допустимое давление на устье скважины [Р_из.к ]_к не должно превышать 80% давления последней опрессовки обсадной колонны и устья скважины - Р_опр:

,

где Р_опр - давление последней опрессовки обсадной колонны, МПа.

Допустимое давление на устье скважины с точки зрения предотвращения гидроразрыва пород [Р_из.к ]_гр, не должно превышать допустимую прочность пород в наиболее слабом участке ствола скважины:

,

где Р_гр - давление гидроразрыва наиболее слабого пласта (определяется в техническом проекте или по данным испытания пласта на приемистость), МПа;

Н_сл.пл - глубина подошвы наиболее слабого пласта, м;

с_н - плотность бурового раствора в затрубном пространстве, г/см ³.

Максимально допустимым давлением на устье скважины - [Р_из.к ] является наименьшее из значений [Р_из.к ]_к и [Р_из.к ]_гр.

Условия расчета.

Глубина скважины 2725 м. Давление опрессовки 245 мм обсадной колонны, спущенной на глубину 750 м, равно 9 МПа.

Градиент давления гидроразрыва на глубине спуска башмака колонны (глубина залегания наименее прочных пород) равен 0,02 МПа/м. Плотность бурового раствора составляет 1,11 г/см ³.

Исходные данные:

Н_скв - 2725 м

Н_ок (245 мм) - 750 м

Р_опр - 9 МПа

G_гр - 0,02МПа/м

с_н - 1,11 г/см ³

Решение:

Давление гидроразрыва на глубине 750 м:

.



Максимально допустимое давление на устье скважины:

,

.

Принимаем -[Р_из.к ] = 6,8 МПа.

2. Оценка плотности поступившего в скважину пластовое флюида.

Плотность поступившего в скважину флюида определяется по следующей формуле:

,

здесь ,

где с_н - плотность бурового раствора в скважине, г/см ³;

Р_из.т, Р_из.к - избыточные давления в трубном и затрубном пространстве, МПа;

h_ф - высота столба флюида в стволе скважины, м;

V_о - объем поступившего в скважину флюида, м ³;

F - площадь поперечного сечения ствола скважины в интервале расположения пачки флюида, м ².

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_из.т, - 2,2 МПа

Р_из.к - 3,6 МПа

с_н - 1110к г/см ³

V_о - 2,3 м ³

F - 0,0124 м ²

Решение:

Высота пачки флюида:

м.

Плотность флюида:

г/см ³.

Пластовое давление.

Фактическое пластовое давление проявляющего пласта рассчитывается по формуле:

,

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

с_н - плотность бурового раствора в скважине, г/см ³;

Н - глубина залегания пласта (по вертикали), м;

Р_из.т - избыточное давление в бурильных трубах, МПа.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_из.т, - 2,2 МПа

Р_из.к - 3,6 МПа

с_н - 1,11к г/см ³

Н - 750 м.

Решение:

Пластовое давление:



МПа.

Плотность бурового раствора, необходимая для глушения скважины.

Плотность бурового раствора для глушения скважины определяется по формуле:

,

где с_к - плотность бурового раствора для глушения скважины, г/см ³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

?Р - величина превышения гидростатического давления над пластовым, МПа.

Величина превышения гидростатического давления над пластовым регламентируется в "Руководстве по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин" (СТО Газпром 2-3.2-193-2008) следующим образом:

Превышение плотности бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна быть не менее:

10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% для интервалов от 1200 до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см ² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см ² (2,5 - 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_пл - 29,67 МПа

Р_из.т, - 2,2 МПа

с_н - 1,11 г/см ³

Н - 2725 м.

Решение:

Плотность, необходимая для глушения скважины:

г/см ³.

Начальное давление циркуляции.

Начальное давление циркуляции определяется по следующей формуле:

МПа,

здесь

где Р_н - начальное давление циркуляции, МПа;

Р_гд - гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче, МПа;

Р_гд - гидравлические сопротивления при бурении, МПа;

Q₁ - производительность насосов при бурении, л/с;

Q₂ - выбранная подача насоса для глушения, л/с.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_гд - 15 МПа

Q₁ -20 л/с; Q₂ - 10 л/с

Р_из.т - 2,2 МПа

Решение:

Гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче:

МПа.

Начальное давление циркуляции:

МПа.

Конечное давление циркуляции.

Конечное давление циркуляции определяется по следующей формуле:

,

где с_к - конечная плотность бурового раствора для глушения скважины, г/см ³;

с_н - начальная плотность бурового раствора, г/см ³;

Р'_гд - гидравлические сопротивления при выбранной подаче насосов, МПа.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р'_гс - 3,75 МПа; с_н - 1,11 г/см ³ ; с_к - 1,22 г/см ³.

Решение:

Конечное давление циркуляции:

МПа.



3. Безопасность и экологичность проекта

3.1 Охрана труда. Определения, понятия

Охрана труда - это система правовых, социально-экономических, санитарно-гигиенических и организационно-технических мероприятий, целью которых является создание комфортных и безопасных условий труда.

Система стандартов безопасности труда (ССБТ) - это единый свод нормативных документов для всего народного хозяйства. На основе отдельных стандартов ССБТ разработаны отраслевые стандарты (ОСТы), конкретизирующие мероприятия для создания безопасных и здоровых условий труда в каждой отрасли.

Различают общие и отраслевые нормы и правила. Общие нормы и правила обязательны для исполнения во всех отраслях народного хозяйства страны, утверждаются органами государственного надзора.

Отраслевые нормы и правила, обязательные для исполнения в данной отрасли народного хозяйства, утверждаются руководящими органами отрасли и согласуются с органами надзора.

На основе всех перечисленных документов разрабатываются инструкции. На предприятиях должны быть инструкции для каждой профессии (бурильщика, его помощников и т. д.) и инструкции для выполнения работ любого вида, ведущихся предприятием (спускоподъемные операции, цементирование скважин, ликвидация аварий и т. д.). Инструкции разрабатываются ведущими специалистами предприятия, утверждаются его руководителями и согласовываются с профсоюзным комитетом. Инструкции по профессиям выдаются под расписку каждому работающему.



3.2 Обеспечение безопасности рабочих

3.2.1 Характеристика условий труда

Для буровых предприятий характерны сложные условия труда, воздействующие на рабочих. К сожалению, комплексное действие всех факторов производственной среды не учитывается, а рассматривается только влияние отдельных факторов.

Метеорологические условия при бурении - один из наиболее тяжелых факторов условий труда. Это обусловлено тем, что современные буровые имеют плохую защиту от ветра и перепадов температур. Среди наиболее эффективных мер по борьбе с низкими температурами является использование индивидуальных средства защиты и создание микроклимата. Последнее является проблемой, так как создание замкнутого пространства на буровой практически невозможно.

Поэтому необходимо предусмотреть меры профилактики охлаждения и переохлаждения, а также обморожения: обеспечить работников теплой одеждой, теплой обувью, а также организовать перерывы для обогрева рабочих в специально оборудованном помещении с температурой в нем не ниже +25 сократить продолжительность рабочей смены. Наиболее эффективной мерой в холодный и переходный периоды является создание искусственного микроклимата с помощью отопления от котельной в пределах буровой установки и рабочего поселка.

Проводить профилактические прививки против энцефалита, и обеспечить работников средствами индивидуальной защиты от насекомых. Однако никакие средства индивидуальной защиты не помогут, если работники будут пренебрегать технологической дисциплиной, правилами эксплуатации оборудования и инструкцией по охране труда. Пренебрежительное отношение к вопросам охраны труда приводит к тяжелым последствиям.

Условия работы на буровой характеризуются также работой с химическими реагентами и другими вредными веществами. Основными потенциальными источниками загрязнения при строительстве скважины являются:

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления;

- буровые сточные воды и буровой шлам;

- материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

- горюче смазочные материалы;

- пластовые минеральные воды и продукты освоения скважины (нефть);

- продукты сгорания топлива при работе двигателей и котельной;

- хозяйственно-бытовые жидкие и твёрдые отходы;

- загрязнённые ливневые сточные воды.

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны нормируется по

ГОСТ 12.1.005-88 и представлено в таблице 10

Таблица 10 - Вредные вещества в бурении и добыче

Вещество	ПДК, мг/м 3	Класс опасности
Глинопорошок	4	4
Цемент, асбоцемент	6	4
KCl	5	3
Нефть	10	3
Масла минеральные (нефтяные)	5	3
СО	20	4
Na2C03	2	3
ПАВы (сульфонол и др.)	3	4
КМЦ	10	3
Полимеры на основе ПАВ	10	3
ХС	10	3
ФК-2000	10	4
Bio Lub	10	4
ЭКОС	5	4
Пыль	5	3

Учитывая, что в процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибраций буровая установка должна быть оснащена коллективными средствами снижения уровня шума и вибраций. Допустимые уровни шума и вибраций в соответствии с ГОСТ 12.1.003-80 представлены в таблице 11 и 12

Таблица 11 - Допустимые уровни звукового давления

Характеристика помещений	Уровень звукового давления, дБ в среднегеометрических частотах октавных полос, Гц	Уровень звука и эквивалентные уровни звука, дБА
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Рабочие зоны и места в производственных помещениях	95	87	82	78	75	73	71	69	80

Таблица 12- Допустимые уровни вибрации

Вид вибрации	Среднеквадратичное значение виброскорости, м/с • 102	Направление по которому нормируется вибрация
	Логарифмические уровни виброскорости в дБ в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
	4	8	16	31,5	63	125
Технологическая на постоянных рабочих местах	0,45 99	0,22 93	0,20 92	0,20 92	0,20 92	-	Горизонтальное Вертикальное

В действующих нормах по проектированию искусственного освещения минимальную освещенность на рабочих местах устанавливают с учетом размеров объектов размещения, разряда работы, контраста объекта различия с фоном и светлоты фона. Отраслевые нормы освещенности на рабочих мест на буровой и нормы освещенности представлены в таблице 13.



Таблица 13- Отраслевые нормы освещенности

Рабочие места, подлежащие освещению	Разряд зрительной работы	Место установки светильников	Норма освещенности, лк
			отраслевая	Рекомендуемая СНиП
1	2	3	4	5
Роторный стол	II	На ногах вышки на высоте 4 м (для вышки 41м) и 6м (для вышки 53м), под углом 45-50 . Над лебедкой на высоте 4 м под углом 45-50 к вертикали	100	200
Щит КИП	III	Перед приборами	75	220
Полати верхового рабочего	II	На ногах вышки на высоте не менее 2,5 м от пола полатей под углом не менее 50°	75	150
Путь талевого блока	IV	На лестничных площадках под углом не менее 65-70	30	80
1	2	3	4	5
Кронблок	IV	Над кронблоком	25	80
Глиномешалки	III	На высоте не менее 3 м	75	200
Приемный мост	IV	На передних ногах вышки на высоте не менее 6 м	10	80
Редукторное помещение	II	На высоте не менее 6 м	75	200
Насосное помещение	III	На высоте не менее 3 м	75	200
Превентор	III	Под полом буровой	75	220
Желобная система	V	На высоте не менее 3 м на протяжении всех желобов	10	80

Освещенность перечисленных объектов не соответствует роду выполняемых работ. Анализируя отраслевые нормы освещенности, приходим к выводу, что буровая установка рассматривается не как производственное помещение, а как открытая площадка, расположенная вне производственного здания. Поэтому правомерно было бы отделения насосной, силового блока и саму рабочую площадку относить к категории промышленных зданий и применять к ним соответствующие нормы освещенности. Современное освещение на буровой неравномерное, большое количество теней, и слепящих ламп, как правило, плохая контрастность объектов различения с фоном, большое количество светоотражающих предметов в поле зрения бурильщика, величина освещенности постоянно меняется, что связанно с перепадом напряжения и раскачиванием светильников.

Недостаток света и нерационально устроенное производственное освещение затрудняет деятельность рабочих, ухудшает их ориентировку в пространстве, координацию движений, скорость ответных реакций, что снижает производительность и качество труда, нередко приводит к авариям и несчастным случаям.

Отсюда можно сделать выводы:

- Естественное освещение недостаточно ввиду применения ограждающих щитов, защищающих буровую бригаду от ветров;

- Освещённость рабочей поверхности меньше половины отраслевой нормы.

Следовательно, класс условий труда в зависимости от параметров световой среды относится к вредным, класс 15.

По показателям тяжести трудового процесса следующие оценки:

1. При региональной нагрузке с участием мышц рук и плечевого пояса при перемещении груза на расстояние 1 м - 1 степень

2. При общей нагрузке с участием мышц корпуса, рук, ног при перемещении груза на расстояние

- от 1 до 5 м -1 степень

- более 5 м - 2 степень

3. Подъём и перемещение (разовое) тяжестей при чередовании с другой работой -1 степень

4. Подъём и перемещение (разовое) тяжестей постоянно в течении рабочей смены - 1 степень

5. Суммарная масса грузов, перемещаемых в течении каждого часа смены

- с рабочей поверхности - 1 степень

- с пола - 1 степень

6. Стереотипные рабочие движения при локальной нагрузке с участием мышц кистей и пальцев рук - 1 степень

7. Стереотипные рабочие движения при региональной нагрузке с участием мышц рук и плечевого пояса - 1 степень

8. По величине статической нагрузки за смену при удержании груза - 1 степень

9. По рабочей зоне - 1 степень

10. Наклоны корпуса - 2 степень

11. Перемещение в пространстве - допустимый.

В итоге можно сделать вывод, что по вышеперечисленным показателям класс условий труда - вредный, 1 степень, класс 14.

По показателям напряжённости трудового процесса в плане интеллектуальной нагрузки данный вид работ в среднем относится к 1-ой вредных условий труда.

В целом данный вид работ относится к первой степени вредных условий труда, класс 14.

На всех этапах строительства скважин применяются вещества, которые при воздействии на работающих могут вызывать кратковременное или длительное нарушение функций организма, ослабить его защитные реакции. Вредные вещества могут поступать в организм тремя путями: через кожу, слизистые оболочки и через пищевод. Поэтому для предотвращения попадания химреагентов в организм человека или на его кожные покровы, а также и для обеспечения безопасности работ на буровой, работники всех бригад, участвующих в цикле строительства скважины, должны быть обеспечены бесплатной спецодеждой, спецобувью, предохранительными приспособлениями и средствами индивидуальной защиты.



3.2.2 Требования к персоналу, обучение и инструктажи по технике безопасности

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России.

К руководству работами по бурению, освоению скважин допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.

Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, для допуска к самостоятельной работе должны иметь соответствующие удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения в учебных заведениях за теоретический курс обучения засчитывается диплом его соответствующей специальности, а за производственный - месячная стажировка на рабочем месте.

Рабочие допускаются к самостоятельной работе после обучения и стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала в учебно-курсовых комбинатах (УКК) и других специализированных учебных заведениях.

Проверка знаний по безопасному ведению работ должна проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний. Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.

Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с вопросами, входящими в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажей фиксируется в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками (зимой с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектов или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких антистатичных материалов.

3.2.3 Требования к оборудованию, инструменту, другим техническим средствам

Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы регулирования и противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу (эксплуатации) завода-изготовителя, обеспечивающих его нормальную работу.

Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, в проекте необходимо предусматривать меры по ее снижению, исключению возможности значительного (аварийного) перемещения, сдвига, разрушения оборудования и разгерметизации систем.

Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного, модернизированного, капитально отремонтированного оборудования осуществляется в соответствии с положением, разработанным организацией.

Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено по согласованию с разработчиком этого оборудования и территориальным органом Ростехнадзора России.

Использование модернизированного оборудования допускается при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.

Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами.

При пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов и т.п.) должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки и т. д.), а также пробок в результате гидратообразования или замерзания жидкостей.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ "Заземление".

Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов и т.п. ограждаются или заключаются в кожухи. Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении. Соответствующее требование устанавливается техническими заданиями на разработку и изготовление оборудования. Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа.

Оборудование, арматура с источниками ионизирующего излучения должны быть оснащены защитными экранами в соответствии с требованиями государственных стандартов.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна исключить возможность ожогов.

В комплекте оборудования, механизмов должны быть предусмотрены специальные приспособления или устройства для замены быстроизнашивающихся и сменных деталей и узлов, обеспечивающие удобство и безопасность работы.

Снятие кожухов, ограждений, ремонт оборудования проводятся только после его отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат: "Не включать, работают люди".

Стальные канаты, используемые для оснастки грузоподъемных механизмов, должны соответствовать требованиям безопасности, согласно действующим законодательным актам и нормативно-технической документации.

Это требование распространяется также на стальные канаты, используемые в качестве грузовых, несущих и тяговых.

Стропы грузовые, изготовленные из стальных канатов, должны соответствовать установленным требованиям.

Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должны применяться канаты талевые для эксплуатационного и разведочного бурения, соответствующие требованиям государственных стандартов.

Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша сза плеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не менее шести диаметров каната.

За состоянием каната должен быть установлен контроль. Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера и условий работы. Запрещается использование канатов, если:

- одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется расслоение проволок в одной или нескольких прядях;

- выдавлен сердечник каната или пряди;

- на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната;

- число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20 мм составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 20 мм - более 10%;

- на канате имеется скрутка ("жучок"), перегиб, залом;

- в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7% и более;

- при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, коррозии на 40% и более;

- на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалины) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги).

При перетяжке каната перед подъемом талевого блока с пола буровой площадки на барабане лебедки должно быть намотано 3-4 витка талевого каната.

Применять срощенные канаты для оснастки талевой системы буровой установки, агрегатов для освоения и ремонта скважин, а также для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек, грузоподъемных стропов, удерживающих, рабочих и страховых канатов запрещается.

Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается. Резку канатов следует производить с использованием специальных приспособлений с применением защитных очков (масок).

3.2.4 Требования безопасности при проходке ствола

В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале;

- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

- давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;

- уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций;

- крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле зрения бурильщика.

При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться:

- азимут и зенитный угол ствола скважины;

- пространственное расположение ствола скважины;

- взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин.

Периодичность контроля устанавливается проектом или организацией.

Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт, в т.ч. с несбалансированным пластовым давлением, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с проектом или дополнением к проекту, согласованному и утвержденному в установленном законодательством порядке.

Буровой организацией рекомендуется разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых аварий и осложнений.

При длительных остановках или простоях скважин, во вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли, пластичные глины и т.п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.

При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора, а также проницаемых горизонтов.

Аварийные работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и т.п.) должны проводиться по специальному проекту (плану), разработанному и утвержденному совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию (право) на проведение этого вида работ.

Перед спуском в скважину нестандартного аварийного инструмента должен быть подготовлен эскиз этого инструмента с указанием необходимых размеров и зафиксировано его местоположение в компоновке бурильной колонны.

Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует исключить УБТ из компоновки бурильной колонны и применять долота без боковой армировки твердыми штыревыми вставками или со срезанными периферийными зубьями; в случае необходимости интервал установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства может быть дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки.

Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22 (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002 за N 3759).

При этом необходимо:

- спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

- загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки;

- ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;

- уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку;

- спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;

- слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны;

- обесточить буровую установку (при дизельном приводе - перекрыть топливопровод);

- обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины;

Дополнительные требования к временной консервации объекта, с учетом региональных особенностей и сезонно-климатических условий, устанавливаются документацией, разработанной и согласованной организацией в установленном порядке.

Буровой мастер должен представлять руководству буровой организации суточный рапорт о проведенных работах.

Форма суточного рапорта устанавливается буровой организацией с учетом включения в его состав необходимых данных для технического расследования и установления причин аварий, осложнений и возникновения внештатных ситуаций.

Организация и порядок смены вахт устанавливается организацией в соответствии с действующим законодательством.

...