Ответ: по «Регламенту взаимоотношений с заказчиком ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», приложение №А1.

1) изменение технологического процесса без согласования с Заказчиком (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»).

2) отсутствие паспортов используемого оборудования и материалов.

3) производство работ без утверждённого технологического плана.

4) наличие аварийных утечек и разливов технологических жидкостей по кустовой площадке; замазученность территории кустовой площадки в радиусе 50 метров от устья ремонтируемой скважины.

5) несоответствие параметров бурового раствора ИТП перед вскрытием проектного продуктивного пласта.

6) не работает хотя бы одна ступень очистки при вскрытии проектного продуктивного пласта.

7) по геофизическим замерам ожидается уход скважины за круг допуска, дальнейшее бурение без исправительных работ запрещается.

8) отсутствует эксплуатационная колонна на мостках за 50 м до вскрытия проектного продуктивного пласта.

9) отсутствует или не исправен индикатор веса при СПО; эксплуатируется индикатор веса при СПО без необходимой документации (паспорт, тарировки и др.).

10) отсутствуют или неисправны: искрогаситель на агрегате для ремонта скважин и специальной технике; уровнемер на ёмкости долива; манометры, применяемые в обвязке устья скважины, в соответствии с утверждённой схемой.

11) отсутствует жидкость долива скважины, в соответствии с планом работ, при подъёме труб (не распространяется на долив дегазированной нефтью; при доливе дегазированной нефтью применяются требования локальных нормативных документов, утверждаемых ежегодно).

12) не установлено ПВО на устье скважины или отсутствует документация на ПВО (паспорт, акт опрессовки в условиях механических мастерских), либо отсутствует согласованное в установленном порядке разрешение на производство работ без установки ПВО; устье скважины с ПВО обвязано с нарушением утверждённых схем.

13) нарушены схемы установки якорей согласно паспортным данным завода-изготовителя, требований стандартов.

14) проводится эксплуатация оборудования, инструмента, механизмов, контрольно-измерительных приборов и подъёмных агрегатов в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, приборы), а также при нагрузках и давлениях с превышением рабочих параметров выше паспортных.

15) отсутствует или неисправен ограничитель подъёма талевого блока и ограничитель грузоподъёмности лебедки (если предусмотрено заводом-изготовителем).

16) не полный состав вахты, включая машиниста подъёмного агрегата.

17) используются не очищенные желобные емкости для промывки, бурения и фрезерования.

18) в работе талевый канат, подлежащий отбраковке.

 

1. 18 остановочных пункта буровой, которые связаны, в основном, документами?

Ответ:

1) отсутствует пусковая документация:

- пусковой паспорт;

- план-заказ, акты на глушение и стравливание скважины (не требуются при работе на скважине, внесённой в перечень скважин, на которых допускается проведение ТКРС без глушения и без наличия расчёта, выданного ЦДНГ на отсутствие условий фонтанирования скважины);

- акт приёма-сдачи скважины в ремонт;

- планы выполнения сложных технологических операций (СКО, РИР и т.п.);

- акты на выполнение отдельных видов работ (восстановление циркуляции, промывка, кислотные обработки и т.п.);

- наряд-допуск на опасные виды работ;

- наряд-допуск на одновремённое производство работ;

- акт проверки целостности цепи заземления (протокол замера сопротивления контура заземления);

- схема фактической расстановки оборудования;

- акт на скрытые работы и испытание якорей (при использовании якорей);

- акты опрессовки ПВО на устье скважины;

- схема расположения подземных и наземных коммуникаций, утверждённая маркшейдерской службой.

2) отсутствует обязательная техническая и проектная документация.

3) отсутствует утверждённый и согласованный план работ на ремонт или освоение скважины.

4) отсутствует план ликвидации возможных аварий.

5) отсутствует документация на грузоподъёмное оборудование, грузоподъёмные приспособления, технологический инструмент и материалы (паспорта, акты дефектоскопии и сертификаты), при их необходимости использования и применения в работе.

6) отсутствует двухсторонняя связь с диспетчерскими службами.

7) отсутствуют или не исправны первичные средства пожаротушения.

8) отсутствуют или не исправны средства индивидуальной защиты.

9) отсутствует ознакомление закреплённого персонала бригады с планом ликвидации аварий, инструкциями, стандартами, планом работ под роспись.

10) отсутствуют удостоверения о проверке знаний и по курсу «Управление скважиной при ГНВП».

11) отсутствует инструктаж по безопасности труда и пожарной безопасности на рабочем месте.

12) отсутствуют паспорта заводов-изготовителей на оборудование, инструмент, механизмы, контрольно-измерительные приборы и агрегат для ремонта скважин.

13) отсутствуют сертификаты качества на используемые химические реагенты и расходные материалы.

14) отсутствует ответственный инженерно-технический работник при проведении работ повышенной опасности.

15) отсутствует совмещенный план-график и схема территориальной ответственности при одновременном производстве работ.

16) отсутствует эскиз спускаемого нестандартного оборудования.

17) расходятся фактические параметры жидкости глушения, промывки и долива с расчётными показателями по данной скважине.

18) отсутствует или нарушена целостность защитного заземления.

1. Был ли у вас цементаж? Какой плотности качали цемент на забой и какой плотности – выше? Что применяли для облегчения цементного раствора?

Ответ: плотность цемента качали на забой 1,91 г/см³, а выше - 1,51-1,52 г/см³; для облегчения применяют жидкость затворения, соответствующие «лёгкие» марки цемента, бентонит, гельцемент, микросферы и т.п. добавки.

 

1. Какие параметры контролирует станция ГТИ?

Ответ: практически все технологические параметры (давление на входе в манифольде, расход ПЖ на входе и выходе, число двойных ходов штока поршня буровых насосов, число оборотов ротора, уровень ПЖ в ёмкостях, температуру и плотность ПЖ на входе и выходе, относительную скорость потока ПЖ на выходе, крутящий момент ротора, вес бурового инструмента и нагрузку на долото, скорость СПО и другие, в зависимости от типа станции ГТИ и её возможностей) + газовый каротаж и геологические исследования по шламу, керну и буровому раствору + расчётные параметры (время отставания выхода на устье ПЖ, газа и шлама; расчётный вес инструмента в воздухе и жидкости; объёмы труб, затрубья и скважины; реестры, вплоть до сводок и балансов + аналитические параметры, в т.ч. в реальном времени (D-экспонента, Сигма-Log, «Стоимость Долота=Bit Cost» и др.).

 

1. Где устанавливаются датчики ГТИ?

Ответ: что контролируют там и ставят - в манифольде, на насосах, на буровой лебёдке, на валу ротора, на мёртвом конце талевого каната, в ёмкостях, в жёлобе и т. п.

 

1. Какой прибор замеряет газ в растворе и что такое хроматограф?

Ответ: газоанализатор и хроматограф газокаротажного отсека станции ГТИ, куда газо-воздушная смесь из бурового раствора поступает по вакуумной газокаротажной линии от газокаротажного дегазатора, установленного в желобе на выходе из скважины; замерить газ можно и в ручную, с помощью рычажных весов (плотномера) или с помощью ТВД (термо-вакуумного дегазатора станции ГТИ); хроматограф (действует на основе газовой хроматографии – разделении газов по компонентам, анализе и замере их концентраций в абсолютных процентах) позволяет наиболее точно замерить и содержание газа, и его компонентный состав, как углеводородных газов, так и других, находящихся в буровом растворе.

1. Как измерить погрешность воронки Марша и плотномера?

Ответ: замером условной вязкости воронкой Марша и плотности плотномером (рычажными весами, ареометром) у пресной или дистиллированной воды, которые, соответственно, равны при нормальных условиях (+20° С и 1 кГс/см² = 760 мм ртутного столба) 18 с и 1,000 г/см³.

Весы рычажные (ареометр) для измерения плотности бурового раствора следует часто калибровать пресной водой. Пресная вода при температуре 21° С имеет плотность 1,00 г/см³ (8,33 фунта/галлон или 62,3 фунта/фут³). Для получения такого результата на пресной воде добавьте или убавьте свинцовую дробь из конца коромысла (из нижней плошки ареометра) или отрегулируйте установленный там винт. При расхождении вводить поправку на погрешность.

Вискозиметр «Воронка Марша» (США) состоит из воронки объемом 1500 мл со встроенной сеткой и мерной кружки на 1000 мл с круговой отметкой в 1 кварту (946 мл). Время истечения 1 кварты (946 мл) пресной воды при 20 ± 0,5° С составляет 26 ± 0,5 с. При расхождении вводить поправку на погрешность.

Вискозиметр ВБР-1 (Россия) – состоит из воронки объемом 700 мл и мерной кружки объёмом 500 мл. К воронке прилагается съёмная сетка для очистки раствора от крупного шлама. Постоянная величина вискозиметра (время истечения 500 мл пресной воды) при температуре 20 ± 0,5° С составляет 15 с. При расхождении вводить поправку на погрешность.

 

1. КНБК, что необходимо проверить при сборке?

Ответ: меру, номера, соответствие диаметров и размеров резьбы; паспорта, акты дефектоскопии; заводские сертификаты качества на переводники (обычно забывают про заводские сертификаты качества на переводники); соответствие фактических (замеренных) и паспортных (документальных) параметров КНБК - проектной (плановой) КНБК, конструкции скважины и спущенного в скважину инструмента или оборудования, особенно по проходным диаметрам и глубинам.

 

1. Нужен ли эскиз КНБК?

Ответ: нужна полная схема КНБК и детальные эскизы разовых, новых, не традиционных элементов КНБК, особенно – при сложных работах (аварийные и другие).

 

1. Какое ПВО установлено на Вашей скважине?

Ответ: фирмы «Шаффер» или «Камерон» или отечественные. См. свою схему ПВО: ПУГ-350*35, верхний - ОП5Г-350/80*35, средний - ОП5Г-350/80*35, нижний - ОП5Г-350/80*35 + станция управления + линии дросселирования, глушения, выкидные.

 

1. Периодичность проверки ПВО.

Ответ: каждую смену, т.е. не менее 1 раза в сутки.

 

1. Действие бригады при герметизации устья?

Ответ: в соответствии сосхемойбоевого расчёта.

 

1. Какие методы глушения скважин Вы знаете? Порядок действий.

Ответ:

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ
à Тип проявления определяется для того, чтобы правильно выбрать процедуру глушения. При неправильном глушении возрастает риск возникновения поглощения.
ТИП ПРОЯВЛЕНИЯ	УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ПРОЯВЛЕНИЕ В РЕЗУЛЬТАТЕ ДИСБАЛАНСА ДАВЛЕНИЯ	· Происходит только во время бурения. · Данный вид проявления вызван АВПД. · Статическое давление при закрытии в бурильной трубе превышает гидростатическое давление.
ИНИЦИИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ	· Происходит во время любых работ в открытом стволе. · Данное проявление может произойти при любом пластовом давлении. · Давление в бурильной трубе равно гидростатическому давлению.

 

ВЫБОР МЕТОДА ГЛУШЕНИЯ
НЕСБАЛАНСИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ	ИНИЦИИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ
МЕТОД “ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ” (С РАСТВОРОМ, УТЯЖЕЛЁННЫМ ДО ПЛОТНОСТИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ)	МЕТОД ЦИРКУЛЯЦИИ (“БУРИЛЬЩИКА”) (С РАСТВОРОМ ИМЕЮЩЕЙСЯ ПЛОТНОСТИ)
· Поддержание постоянного забойного давления для предотвращения повторных проявлений. · Снижение давления на устье, наложенного при глушении. Глушение проводится за один полный цикл циркуляции.	· Поддержание постоянного забойного давления для предотвращения повторных проявлений. · Снижение давления на устье, наложенного при глушении. Глушение проводится замещением одного объёма затрубного пространства.

 

1) «Метод бурильщика» - во время подготовки к глушению необходимо наблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа; при обнаружении газа отвести буровой раствор из затрубья для поддержания давления в бурильных трубах на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5-7 кГс/см² (коэффициент безопасности); для безопасного глушения не рекомендуется увеличивать имеющуюся плотность бурового раствора и добавлять дополнительное давление на штуцере; по окончании приготовлений начать собственно глушение.

При работе насоса с производительностью, необходимой для глушения, зафиксировать давление, наблюдаемое во время циркуляции. Поддерживать производительность насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере для поддержания зафиксированного значения давления циркуляции, пока объём бурового раствора в затрубье полностью не заменится. С помощью подводного оборудования необходимо удалить газ, скопившийся в блоке превентеров. Проверить скважину на приток. Привести в норму параметры бурового раствора.

2) «Метод ожидания и утяжеления» - применяется для глушения проявлений из-за дисбаланса давлений - во время подготовки к глушению необходимо понаблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа; при обнаружении газа отвести буровой раствор из затрубья для поддержания давления в бурильных трубах на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5-7 кГс/см² (коэффициент безопасности); рассчитать плотность бурового раствора для глушения; для безопасного глушения рекомендуется избегать дисбаланса давления от новой плотности бурового раствора для глушения или от дополнительного давления на штуцере; составить график давлений в бурильных трубах; по окончании приготовлений начать глушение.

Поддерживать производительность насоса на уровне, требуемом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере в соответствии с графиком давлений в бурильных трубах. Когда буровой раствор для глушения достигнет глубины нахождения долота, поддерживать производительность насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере так, чтобы оно соответствовало конечному давлению в бурильных трубах до выхода бурового раствора для глушения. С помощью подводного оборудования необходимо удалить газ, скопившийся в блоке превентеров, заместив буровой раствор в водоотделяющей колонне раствором для глушения. Открыть превентер, и проверить скважину на приток. Привести в норму параметры бурового раствора.

 

1. Сколько шаровых кранов на буровой? Где они установлены?

Ответ: в соответствии с РД 08-254-98 при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и её предохранительным переводником, другой является запасным. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй — резервным.

 

1. Какой канал связи с телесистемой при кривлении скважины, использовался у Вас на буровой?

Ответ: электромагнитный; см. тип телесистемы в КНБК и примеры ниже.

 

1. Какие каналы связи с телесистемой (ТС) Вы знаете? Их преимущества.

Ответ: по типу связи каналы делятся на:

- с проводным каналом связи (по кабелю, «кабельный»);

- по импульсам давления (связь в виде импульсов давления по столбу промывочной жидкости – «гидравлический»);

- с электромагнитным каналом связи по горной породе и по колонне бурильных труб;

- с акустическим каналом акустические системы (распространение акустических колебаний по промывочной жидкости или колонне бурильных труб – «акустический»).

На кабеле («СТТ») - устарел, электромагнитный - применяется здесь («ЗИС», «МАК-01»), гидравлический и гидроакустический - дорогой (акустический – «NL Sperry Sun», гидроакустический – «Goodata MWD Halliburton», гидравлический «Anadrill Schlumberger»).

 

1. Машинные ключи. Насколько рабочий конец троса короче страховочного?

Ответ: рабочий короче страховочного на 5-10 см (диаметр каната – подвеска 12,5 мм, страховые и рабочие – не менее 18 мм).

 

1. Какие электродвигатели стоят на Ваших буровых насосах, если у вас электропривод?

Ответ: синхронные, без регулирования оборотов; асинхронные, с регулированием оборотов; имеются ввиду асинхронные, без регулирования оборотов.

 

1. Какая производительность у Ваших буровых насосов? На какой производительности Вы бурили скважину под кондуктор и под эксплуатационную колонну?

Ответ: под кондуктор - 48 л/с, под эксплуатационную колонну - 32 л/с (см. проект).

 

1. Как определить место прихвата?

Ответ: установкой магнитных меток прибором (прихватоопределителем ПО, магнитным локатором МЛ) в прихваченном инструменте; при расхаживании метки стираются, а ниже места прихвата – магнитные метки остаются, не стираются); есть и другие методы. На практике определение места прихвата зависит от точности измерения удлинения. Поэтому приведем описание практического способа определения места прихвата, с помощью которого получаются наилучшие результаты:

1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы , которая по индикатору веса должна быть на пять делений больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии (предполагается, что вес колонны был известен перед прихватом). При этом на бурильной трубе делают отметку на уровне стола ротора.

2. Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на пять делений больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делают отметку на бурильной трубе, которая вследствие трения в талевой системе, возможно, и не будет совпадать с первой.

3. Расстояние между этими двумя отметками делят на две равные части и делают пометку на трубе, соответствующую нагрузке .

4. Прихваченная колонна снова растягивается под действием нагрузки , большей на 10-20 делений шкалы индикатора веса. Величина силы должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения тела трубы и физико-механическими свойствами материала последних труб с тем, чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечают на трубе.

5. Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делений большей , затем нагрузку снимают до первоначальной величины . Новое положение также отмечают. Средняя отметка между ними представляет собой удлинение, соответствующее силе .

6. Точно замеривая расстояние между верхней и нижней отметками, получают искомое удлинение не прихваченной части бурильных труб, т.е. . Длина не прихваченной части бурильной колонны определяется по формуле:

где - глубина места прихвата бурильных труб, см; кН/см - модуль упругости стали бурильных труб; F = 38,7 см - площадь поперечного сечения тела 146-мм бурильных труб с = 9 мм; и - создаваемая нагрузка для растяжения колонны бурильных труб, кН.

 

1. Что говорит о том, что скважина валит?

Ответ: на выходе из скважины (на виброситах, в жёлобе) выходит фильтрационная корка и стенки скважины (крупный обвальный шлам из вышезалегающего интервала).

 

1. Какие меры применяются на буровой для предотвращения падения посторонних предметов в скважину?

Ответ: закрывают открытое устье скважины доской, специальным щитом или лучше – специальной пробкой; закрывают открытое устье скважины доской, специальным щитом; во время СПО – обтиратор; при продолжительном открытом устье - ПУГ.

 

1. Как определяется фактическое направление бурения скважины с телесистемой?

Ответ: после заворота ВЗД кривого переводника и телесистемы, необходимо замерить угол по азимуту между направлением кривого переводника и меткой на телесистеме, который потом учитываетя и корректируется телесистемой.