Ускладнення та аварії в бурінні

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Кафедра буріння нафтових і газових свердловин

курсова робота

на тему: ускладнення та аварії в бурінні

Виконали: М.І. Оринчак, О.С. Бейзик, А.Р. Юрич

Івано-Франківськ - 2010

Оринчак М.І., Бейзик О.С., Юрич А.Р. Ускладнення та аварії в бурінні. Курсова робота. - Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2010. - 36 с.

Методичні вказівки складені відповідно до програми курсу “Ускладнення та аварії в бурінні” напряму підготовки 6.090306 "нафтогазова справа".

Методичні вказівки містять рекомендації щодо виконання курсової роботи, розрахункові формули для виконання обчислень, пов'язаних з розробкою заходів з ліквідації та запобігання поглинань.

Призначені для допомоги студентам при виконанні курсової роботи.

Рецензент: канд. техн. наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин ІФНТУНГ Сенюшкович М.В.

Голова навчально-методичного об'єднання спеціальності “Буріння” Я.С. Коцкулич

Завідувач кафедри буріння нафтових і газових свердловин Я.С. Коцкулич

Член експертно-рецензійної комісії університету А.І. Волобуєв

Нормоконтролер Г.Я. Онуфрик

Коректор Н.Ф. Будуйкевич

Інженер І категорії Н.В. Мирка

План

Вступ

1. Організація курсового проектування

2. Зміст та обсяг курсової роботи.

3. Вказівки до виконання курсової роботи.

3.1 Вступ

3.2 Загальні відомості про свердловину

3.3 Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини

3.4 Характеристика ускладнень при бурінні свердловин

3.5 Можливі ускладнення по розрізу свердловини

3.5.1 Обвалювання та осипання стінок свердловини

3.5.1.1 Заходи з запобігання обвалювань та осипань

3.5.1.2 Способи боротьби з обвалюваннями та осипаннями

3.5.2 Прихоплення бурильної колони

3.5.2.1 Заходи з запобігання прихоплень

3.5.2.2 Способи боротьби з прихопленнями

3.5.3 Поглинання бурового розчину

3.5.3.1 Заходи із запобігання поглинань

3.5.3.2 Способи боротьби з поглинаннями

3.5.4 Газонафтопрояви (ГНВП)

3.5.4.1 Заходи із запобігання ГНВП

3.6 Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

4. Вказівки з оформлення курсової роботи

Перелік рекомендованих джерел

свердловина буріння аварія поглинання

Вступ

Буріння нафтових і газових свердловин пов'язане із роботою у складних гірничо-геологічних умовах, які спричиняють різного роду ускладнення геотехнологічного характеру.

На сьогоднішній день існує багато способів запобігання, прогнозування та ліквідації ускладнень. Розширились і поглибились знання про умови виникнення та природу процесів у гірських породах, які виникають внаслідок порушення цілісності масиву. Змінилась нормативно-технічна документація, що стосується запобігання та ліквідації ускладнень, а також вимоги до якості і технології виконання бурових робіт. Проведені дослідження і досягнуті результати сформувались у самостійний науковий напрямок. Тому необхідно підняти рівень підготовки фахівців цього напрямку для забезпечення зростаючих потреб виробництва у галузі спорудження свердловин.

Виходячи із зазначеного, студенти напряму підготовки «Нафтогазова справа» вивчають курс “Ускладнення та аварії в бурінні”, який належить до спеціальних дисциплін. Вивчення зазначеної дисципліни пов'язане з концепцією кафедри буріння нафтових і газових свердловин щодо підвищення рівня підготовки фахівців для нафтогазової галузі. Це тим більше актуально через те, що випускники кафедри працюють не тільки на підприємствах України, але й на спільних підприємствах та у провідних зарубіжних фірмах.

У методичних вказівках наведені мета та завдання курсової роботи, організація курсової роботи, тематика, структура та зміст курсової роботи. Наведена структура пояснювальної записки, вказівки щодо змісту та розроблення окремих розділів, а також основні вказівки для вибору способів запобігання та ліквідації ускладнень, що виникають при бурінні свердловин. Наводяться вимоги з оформлення курсової роботи та її графічної частини.

1. Організація курсової роботи

Метою курсової роботи є закріплення отриманих теоретичних а практичних знань з основних питань курсу «Ускладнення та аварії в бурінні» та повторення знань з курсу «Бурові промивні рідини».

Вихідним документом для розробки курсової роботи є завдання, яке видається студенту перед виїздом на виробничу практику.

Курсова робота виконується на основі фактичних матеріалів, зібраних студентом у період проходження виробничої практики, а також довідкової літератури з питань, які охоплює видане завдання.

Студенти, які навчаються в університеті без відриву від виробництва, можуть використовувати для виконання курсової роботи матеріали, зібрані за місцем свого працевлаштування. Завдання на курсове проектування видається керівником курсової роботи. В окремих випадках викладач може видавати завдання на курсову роботу без прив'язки його до конкретного родовища.

Для конкретизації завдання і виключення дублювання основних вихідних даних у студентів, які проходили виробничу практику на одному родовищі, викладач може змінити проектну глибину буріння інтервали залягання порід, схильних до обвалювання, та поглинаючих горизонтів, типи прихоплення бурильної колони тощо.

Студент виконує роботу згідно із затвердженим календарним планом роботи, де вказані конкретні терміни виконання окремих розділів.

Керівник курсової роботи надає консультації з виконання роботи та вказівки з конкретних питань відповідно до затвердженого графіка.

За неправильні рішення, помилки у тексті та у розрахунках відповідає студент - автор курсової роботи.

Для виконання необхідних розрахунків у курсовій роботі студент може самостійно розробити комп'ютерну програму на ПЕОМ чи скористатися програмами, які розроблені кафедрою буріння. Курсова робота, виконана та підписана студентом, повинна бути здана на кафедру не пізніше, ніж за 10 днів до її захисту. Дату захисту роботи вказують у календарному плані її виконання.

Тема курсової роботи: «Вибір заходів із запобігання та способів боротьби з ускладненнями, які виникають при бурінні свердловини № на родовищі .ВБР (УБР, НГРЕ)».

2. Зміст та обсяг курсової роботи

В курсовій роботі студент повинен розкрити такі питання:

1 Вступ

2 Загальні відомості про свердловину

3 Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини

4 Характеристика ускладнень при бурінні свердловин

5 Можливі ускладнення по розрізу свердловини

5.1 Обвалювання та осипання стінок свердловини

5.1.1 Заходи з запобігання обвалювань та осипань

5.1.2 Способи боротьби з обвалюваннями та осипаннями

5.2 Прихоплення бурильної колони

5.2.1 Заходи з запобігання прихоплень

5.2.2 Способи боротьби з прихопленнями

5.3 Поглинання бурового розчину

5.3.1 Заходи із запобігання поглинань

5.3.2 Способи боротьби з поглинаннями

5.4 Газонафтопрояви (ГНВП)

5.4.1 Заходи із запобігання ГНВП

6 Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

За обсягом курсова робота не повинна перевищувати 45 сторінок рукописного тексту формату А4. Робота ілюструється схемами та графіками.

До роботи на аркуші формату А1 додають одну із схем:

- конструкція кольматуючого пристрою;

- конструкція ГУМ, ВУК, УЛПП;

- обв'язка устя свердловини при розкритті газових горизонтів;

- схема ДВС та газового сепаратора;

- схема обв'язки устя свердловини при проведенні ПГІС;

- схема обв'язки устя свердловини при встановленні нафтової ванни

- оригінальні пристрої, рішення при запобіганні або ліквідації ускладнень.

3. Вказівки до виконання курсової роботи

3.1 Вступ

Необхідно коротко висвітлити географічне розташування та перспективність району бурових робіт, мету буріння свердловини та обсяги проведених робіт, коротка характеристика бази постачання, шляхи сполучення, джерела водо- та енергопостачання, кліматичні умови.

3.2 Загальні відомості про свердловину

Вказати назву площі (родовища), бурового підприємства, призначення свердловини, глибину буріння.

У табличній формі навести дані про стратиграфію та літологію розрізу свердловини. Вказати пластові тиски та тиски гідророзриву і температуру по розрізу, фізико-хімічний склад пластових вод, інтервали залягання продуктивних горизонтів та їх характеристику (вид флюїду, проникність, пористість, пластовий тиск). Навести відомості про конструкцію свердловини, бурильної колони та режим роботи бурових насосів.

3.3 Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини

Оскільки тип та параметри бурових розчинів суттєво впливають на ускладнення, тому необхідно подати відомості про тип, склад, параметри бурових розчинів, які застосовувались при бурінні в ускладнених умовах відповідно до таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини

Інтервал, м

Тип бурового розчину

Хімічні реагенти, обважнювачі, рецептура хімічної обробки

Параметри бурових розчинів

Характеристика ускладнень при бурінні свердловини

Вади розчину

с, кг/м3

Т, с

и1/и10, дПа

Ф30, см3/30хв.

К, мм

П, %

рН

3.4 Характеристика ускладнень при бурінні свердловин

На основі промислового матеріалу заповнити перші дві колонки таблиці 3.2. Для заповнення решти колонок таблиці студент повинен ознайомитися з літературою [2, 9, 10] і, проаналізувавши промисловий матеріал та відомості літературних джерел, виявити основні ознаки та причини виникнення ускладнень на цій площі бурових робіт. Результати аналізу звести до вигляду, наведеного у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 - Відомості про ускладнення, які виникають при буріння свердловини №

Інтервал буріння, м	Характеристика ускладнення	Основні ознаки виникнення ускладнення	Причини виникнення ускладнення

В заключній частині параграфу студент визначає частоту виникнення ускладнень у відсотках, скориставшись формулою:

, (3.1)

де Ч_ускл - частота виникнення ускладнень, %;

- довжина першого, другого, п-го інтервалів відповідно, де виникають ускладнення конкретного типу, м;

L - довжина свердловини, м.

Результати обчислень зводимо у таблицю 3.3.

Таблиця 3.3 - Частота виникнення ускладнень при бурінні свердловини

№ п/п	Назва ускладнення	Відсоток виникнення ускладнення

3.5 Можливі ускладнення по розрізу свердловини

3.5.1 Обвалювання та осипання стінок свердловини

Основне ускладнення, яке виникає при бурінні нафтових і газових свердловин, особливо на площах Дніпровсько-Донецької западини, є обвалювання та осипання стінок свердловини. основною причиною цього ускладнення є тектонічні порушення, які спостерігаються у вигляді тріщин при розбурюванні потужних відкладів алевролітів, аргілітів, глинистих сланців тощо. Тріщини є ідеальним каналом для проникнення фільтрату бурового розчину на значну віддаль. Проникаючи у стінки свердловини, фільтрат ще більш зменшує вже до цього ослаблені сили зчеплення у гірській породі і викликає обвалювання та осипання стінок свердловини. Зберегти стійкість стінок свердловини при розбурюванні тектонічно порушених порід дуже складно. Простих однозначних рішень цієї проблеми на сьогоднішній час немає [1]. Деякі пропозиції для боротьби з обвалюваннями стінок свердловини можна прочитати у періодичній літературі.

3.5.1.1 Заходи з запобігання обвалювань та осипань

При бурінні інтервалів, схильних до обвалювань та осипань стінок свердловини необхідно дотримуватись таких рекомендацій:

1 На стадії проектування свердловин необхідно вибрати буровий розчин з підвищеними інгібуючими або адгезійними властивостями (гіпсокалієвий, алюмокалієвий, полімеркалієвий, малосилікатний тощо);

2 У процесі буріння свердловини зменшити фільтрацію бурового розчину до мінімальних значень (3-5 см³/30 хв).

3 Збільшити густину бурового розчину під час буріння ускладнених зон до максимальних значень, які передбачені ЄТП [2]. Для збільшення густини бурового розчину понад норми, зазначені в ЄТП, потрібно отримати дозвіл або рішення технічної ради підприємства.

4 У практиці буріння свердловин часто збільшують реологічні параметри розчину, обґрунтовуючи прийняте рішення закупорюванням тріщин у зоні обвалювання стінок свердловини. Наприклад, з цією метою у Хрестищенському ВБР підвищують умовну в'язкість до 120-150 с, а СНЗ - до 90-130 дПа.

5 Не допускати вібрації бурильної колони, під дією якої можуть руйнуватися стінки свердловини. Для усунення вібрації спочатку треба зменшити швидкість обертання колони або навантаження на долото. Якщо зміна параметрів не дає ефекту, то необхідно встановити амортизатор над долотом.

6 З метою запобігання ерозії стінок свердловини зменшити швидкість висхідного потоку бурового розчину.

7 Обмежити швидкість спуску і підйому бурильної колони, особливо у зонах ускладнень, що дасть змогу звести до мінімуму гідравлічні удари на стінки свердловини.

8 Не допускати різкої зміни траєкторії осі свердловини. На стадії проектування не планувати похило-скерованих або горизонтальних свердловин.

9 Зменшити або не допускати організаційних простоїв, збільшити механічну швидкість буріння для якомога швидшого проходження ускладненого інтервалу та перекриття його обсадною колоною.

Усі наведені рекомендації мають загальний характер, тому студент повинен обчислити та обґрунтувати прийняті рішення для конкретних умов.

3.5.1.2 Способи боротьби з обвалюваннями та осипаннями

на сьогоднішній час відсутній універсальний ефективний спосіб боротьби з обвалюваннями та осипаннями стінок свердловини. Напевно це пов'язано зі складністю проблеми, відсутністю ґрунтовних наукових досліджень, впливом багатьох факторів та відсутністю єдиної думки щодо механізму виникнення обвалювання та осипання стінок свердловини. Тільки за останні роки почались появлятися публікації, в яких рекомендується застосовувати рідинні ванни з підвищеними адгезійними та інгібуючими властивостями. Перед підйомом бурильної колони або під час ремонтних робіт у бурильні труби закачують розрахунковий об'єм рідинної ванни і за допомогою бурового розчину протискують її у зону порушення порід і втримують протягом 5-24 годин. У результаті взаємодії клеючої рідини та інгібітора зі стінками свердловини зменшується інтенсивність обвалювання.

Короткі відомості про ванни.

Силікатна [1]. Склад і рецептура: рідке скло - 7-10%, КМЦ - 2,5%, решта - вода. Час витримки у свердловині - 24 години.

Силікатно-калієва [5]. Склад і рецептура: рідке скло - 8%, ЕКР - 3-4%, хлорид калію - 10%, решта - вода. Час витримки у свердловині - 5-6 годин.

Основним недоліком силікатної та силікатно-калієвої ванн є недостатній термін збереження стійкості стінок свердловини через розчинення затвердлого рідкого скла під дією фільтрату бурового розчину. Обидві ванни ефективні у пористих породах і дають слабкий ефект у низько проникних.

Гідрофобно-адгезійна [7]. Склад і рецептура: дизельне паливо - 95-97%, гумовий клей - 3-5%. Час витримки у свердловині -6-8 годин.

Перевагою цієї ванни є надійне підвищення стійкості стінок свердловини всіх типів порід. Недоліком є висока вартість.

Гідрофобно-бітумна [9]. Склад і рецептура: дизельне паливо - 93-97%, окислений бітум - 3-7%. Час витримки у свердловині -6-7 годин.

Перевагою цієї ванни є надійне підвищення стійкості стінок свердловини всіх типів порід. Вартість у десятки разів нижча, ніж гідрофобно-адгезійної ванни.

Технологія встановлення рідинних ванн однакова і детально описана на прикладі силікатно-калієвої ванни [6].

Нижче наводимо розрахункові формули окремих величин, необхідних для встановлення рідинних ванн.

1 Об'єм рідинної ванни та протискувальної рідини

1.1 Для випадку, коли породи, що обвалюються, контактують з вибоєм свердловини:

, (3.2)

де К - коефіцієнт кавернозності ствола свердловини в ускладненій зоні;

D_д - діаметр долота, м;

D_бк - зовнішній діаметр бурильної колони, м;

d_бк - внутрішній діаметр бурильної колони, м;

h - висота стовпа ванни від вибою до верхньої межі ускладненої зони, м;

h₁ - висота підйому ванни над інтервалом ускладненої зони, м.

h₂ - висота стовпа ванни в бурильній колоні, м.

Для транспортування ванни в інтервал прихоплення використовують протискувальну рідину, об'єм якої обчислюють за формулою:

, (3.3)

V_нл - об'єм нагнітальної лінії від ЦА до устя, м³.

1.2 Для випадку, коли породи, що обвалюються розташовані значно вище над вибоєм свердловини, об'єми рідинної ванни та протискувальної рідини обчислюють за такими формулами:

, (3.4)

, (3.5)

2 Максимальний тиск при установленні ванни буде у момент досягнення ванною вибою у трубному просторі.

Р_к=Р_с+Р_гд , (3.6)

де Р_с - різниця гідростатичних тисків за колоною і всередині колони, Па;

, (3.7)

Р_гд - гідродинамічні втрати при русі рідин у свердловині, Па.

При застосуванні одного агрегата:

, (3.8)

При застосуванні двох і більше агрегатів:

, (3.9)

3 Час закачування ванни у заданий інтервал обчислюємо за формулою:

, (3.10)

де п - кількість одночасно включених агрегатів;

q_І - продуктивність роботи цементувального агрегата на найнижчій передачі, м³/с.

q_і - продуктивність роботи цементувального агрегата на і-й передачі, для якої зберігається нерівність Р_цаⁿ ?Р_с+Р_г, м³/с;

Час підйому ванни до устя обчислюємо за формулою:

, (3.11)

де q_і - продуктивність роботи цементувального агрегата на і-й швидкості, м³/с;

V_м - об'єм металу труб, м³.

3.5.2 Прихоплення бурильної колони

Прихоплення колони труб є одним із найбільш важких ускладнень, які виникають у процесі буріння свердловини. Зі збільшенням глибини свердловини кількість і складність прихоплень бурильної колони зростають.

Залежно від причин виникнення розрізняють різні типи прихоплень. Для об'єднання прихоплень в окремі групи розрізняють різні їх класифікації [3, 4,11, 12]. Найпростішою, найбільш розповсюдженою і не громіздкою, на нашу думку, є класифікація прихоплень, запропонована І.П. Пустовойтенком [11]. Згідно з цією класифікацією всі прихоплення розділяють на чотири групи:

1 Прихоплення колони труб під дією перепаду тиску. Цей тип прихоплення ще називають диференційним, а у практиці буріння - прилипанням.

2 Заклинювання колони труб. До цієї групи належать прихопленя, які виникли при затягуванні колони труб у жолоб, заклинюванні колони труб у звуженій частині ствола свердловини під час СПО та заклинюванні труб при попаданні сторонніх предметів у затрубний простір.

3 Прихоплення колони труб, яке вникло через обвалювання та осипання стінок свердловини.

4 Інші прихоплення, до яких відносять прихоплення, яке виникло через утворення сальників на бурильній колоні, осідання твердої фази у буровому розчині та внаслідок порушення режиму промивання свердловини.

3.5.2.1 Заходи із запобігання прихоплень

Необхідно пам'ятати, що запобігти прихоплення значно легше, ніж ліквідовувати його. Нижче наводимо основні заходи для кожного типу прихоплення.

Для всіх типів прихоплень:

1 На стадії проектування свердловини необхідно вибрати ефективний тип бурового розчину з урахуванням останніх досягнень в області промивання свердловини. При можливості передбачити перехід на бурові розчини з максимальними інгібуючими властивостями та невисоким вмістом глинистої фази.

2 Для зменшення сил прихоплення бурильної колони ввести у буровий розчин мастильні домішки. Процентний вміст нафти у буровому розчині, який наведено у таблиці 3.4., вибирають залежно від його густини [11].

Таблиця 3.4 - Рекомендований вміст нафти у розчині для розбурювання зон, схильних до прихоплення

Густина бурового розчину с, кг/м3	1200-1300	1301-1500	1501-1700	1701-2000
Вміст нафти, %	8-10	10-12	12-15	15-18

3 Для запобігання гідрофобізації бариту і випадання його в осад перед введенням нафти розчин необхідно обробити гідрофобізуючим реагентом (КМЦ, ЕКР, гіпаном, гіпанолом тощо).

4 Через кожних 45 хвилин роботи долота на вибої свердловини контрольний підйом інструменту на 10-15 м. При виникненні затяжок контрольний підйом проводити через кожні 15 хв.

Прихоплення через перепад тиску.

1 не залишати бурильну колону без руху, особливо в інтервалах порід з низькими пластовими тисками, на період, що перевищує 10 хв., а у щойно пробуреному інтервалі - не більше 3 хв. за вимушеної зупинки бурильник зобов'язаний підняти бурильну колону у безпечне місце і забезпечити її обертання і промивання свердловини.

2 Не допускати значного перевищення гідростатичного тиску (Р_гідр) над пластовим (Р_пл). Нагадуємо, що допустиме перевищення Р_гідр над Р_пл залежно від глибини коливається в межах ДР=1,5-3,5 МПа. У випадку, коли ДР досягає великих значень і зменшити його за рахунок густини бурового розчину неможливо, то рекомендується провести кольматацію горизонту, схильного до прихоплень.

3 Зменшити фільтрацію бурового розчину до мінімальних значень (3-5 см³/30 хв). Для цього у розчин необхідно додатково ввести понижувачі фільтрації (КМЦ, гіпан, ЕКР, Polypac, Polyplus, Finfix, Tilosa тощо).

4 Налагодити ретельне очищення бурового розчину від вибуреної породи. Для не обважнених розчинів застосовувати 5-ти ступеневу систему очищення, а для обважнених - 3-ступеневу систему очищення.

5 Зменшити площу контакту бурильної колони з фільтраційною кіркою. Цю площу можна зменшити шляхом конструктивних змін елементів низу бурильної колони. До таких належать: центратори, квадратні ОБТ, перехідники-центратори, ОБТ з привареними сталевими протиприхоплюючими втулками тощо [4].

6 При короткочасній зупинці циркуляції бурового розчину (до 30 хв.) необхідно підняти колону бурильних труб на 15 м над вибоєм свердловини і через 12-15 хв. розходжувати і провертати ротором бурильну колону. Якщо тривалість зупинки циркуляції становить понад 30 хв, то бурильну колону слід підняти у башмак попередньої колони.

Прихоплення через затягування колони труб у жолоб.

1 Не допускати різких змін зенітного та азимутального кутів свердловини. Найдоцільніше в умовах самовільного викривлення свердловини застосовувати жорстку КНБК, яка не тільки запобігає різкому викривленню свердловини, але і забезпечить буріння на оптимальному режимі і не допустить зменшення діаметра свердловини.

2 Для запобігання утворенню жолобів ефект можна отримати, встановивши ексцентричний перехідник над долотом. Застосування ексцентричного перехідника сприяє покращанню калібрування ствола свердловини, не допускає різких перегинів і одночасно збільшує діаметр свердловини.

3 Ймовірність заклинювання колони труб у жолобі найбільша при 1,0<d/а<1,25, де d - зовнішній діаметр елемента бурильної колони, а - ширина жолоба, яку можна в граничному випадку прийняти рівним діаметру бурильних замків. Тому у КНБК потрібно застосовувати ОБТ, діаметр яких дорівнює діаметру замків бурильних труб. Якщо d_ОБТ>d_зам.бт, то між свічками ОБТ, а також бурильними трубами і ОБТ необхідно встановити вивідні перехідники або спіральні центратори з довжиною корпуса 1,2-2,0 м та діаметром на 5-10 мм меншим, ніж діаметр долота.

4 Періодично проводити профілеметрію та інклінометрію ствола у твердих та середніх породах через 300 м проходки, а у м'яких - через 500 м. При виявленні жолобних виробок ці заміри повинні проводитись через 100 м буріння.

5 При бурінні свердловин необхідно обов'язково реєструвати у буровому журналі і доводити до відома майстра і бурильника нової зміни інтервали затягувань бурильної колони. Якщо при підйомі бурильної колони двічі підряд виникло затягування інструмента, причому інтенсивність наступної більша за попередню, то це вказує на утворення жолоба. В цьому випадку необхідно провести профілеметрію, визначити інтервали жолоба та вжити заходів з його ліквідацію.

6 Руйнування жолобних виробок у м'яких породах сілд проводити лопатевими розширювачами, і в середніх та твердих - шарошковими. Якщо розширювачі ефекту не дають, то ліквідацію жолоба проводять з допомогою вибухових шнурових торпед (ТДШ). Для цього вибухову речовину поміщають у брезентові пожежні рукави і опускають в жолоб. Максимальна довжина гнучкої торпеди досягає 30 м, потужність вибухової речовини 3 кг на 1 м.

7 Підйом бурильної колони в інтервалах жолобних виробок слід проводити на пониженій передачі і не допускати затягувань понад 50-60 кН. При різкому зростанні показів ГІВ (понад 2-3 поділки) підйом колони зупиняють. Категорично забороняється подальше розходжування бурильної колони шляхом витягування її зі свердловини. Необхідно постаратися збити колону вниз.

8 Для скорочення кількості спуско-підіймальних операцій і меншої виробки жолобів слід, якщо є можливість, застосовувати високопродуктивні шарошкові або твердосплавні долота.

Прихоплення через заклинювання долота або елементів бурильної колони у звуженому стволі свердловини

1 Перед спуском долота у свердловину бурильник зобов'язаний ознайомитись з інтервалами посадок і затягувань інструмента та їх величинами, ознайомитись зі ступенем зносу попереднього долота за діаметром, впевнитись у придатності долота, яке спускають у свердловину.

2 Нове долото, конфігурація якого відрізняється від попереднього (чотиришарошове після три шарошкового, лопатеве після шарошкового тощо), треба спускати у свердловину обережно, не допускаючи посадок понад 30-50 кН.

3 Категорично забороняється проводити спуск бурильної колони з посадкою. При появі посадки спуск необхідно зупинити, колону підняти на висоту, що повинна бути не меншою, ніж довжина ведучої труби, а потім інтервал посадок і затягувань ретельно проробити з навантаженням 20-30 кН і мінімальною кількістю обертів.

4 Ствол свердловини необхідно періодично шаблонувати. Після 36-40 год. механічного буріння шаблонувати і проробляти інтервали, де спостерігались посадки та затягування інструмента.

5 При бурінні в абразивних твердих і міцних породах до компоновки бурильної колони включають наддолотний калібратор, діаметр якого дорівнює діаметру долота або ексцентричний перехідник.

6 Забороняється застосовувати опорно-центруючі елементи з величиною зносу їх за діаметром понад 3 мм для доліт діаметром до 215,9 мм і на 4 мм - для доліт більших розмірів.

7 При виявленні нерівномірного обертання бурильної колони необхідно зупинити буріння, підняти колону на 10-5 м, свердловину ретельно промити і проробити цей інтервал.

8 При виникненні частих посадок і затягувань інструменту необхідно виявити їх причину і за необхідності зменшити фільтрацію розчину або прийняти інші обгрунтовані рішення.

9 Обмежити швидкість підйому та спуску колони в інтервалах посадок та затягувань.

10 В компоновку бурильної колони включити механічний чи гідравлічний яс, встановити його над ОБТ, що дасть можливість оперативно застосувати його під час виникнення ускладнень.

Прихоплення, пов'язані із попаданням сторонніх предметів у затрубний простір

1 Для запобігання попадання сторонніх предметів у свердловину необхідно після підйому бурильної колони отвір ротора перкрити спеціальними пристроями.

2 Для запобігання попадання сторонніх предметів під час спуско-підіймальних операцій затрубний простір треба перекрити напівавтоматичним пристроєм [11].

3 Не допускати ремонтних робіт над ротором або біля нього при відкритому усті свердловини.

4 При попаданні у свердловину механічних предметів або аварії з долотами подальше поглиблення припиняють до повного очищення вибою від цих предметів.

5 Для очищення вибою свердловини від накопичених уламків металу необхідно спускати магнітний уловлювач або вибійний фрезер зі шламоуловлювачем не рідше, ніж через 300 м проходки у породах середньої твердості, через 100 м - у твердих породах, а також після розбурювання цементних стаканів.

Прихоплення через обвалювання та осипання стінок свердловини.

Детально заходи із запобігання обвалювання та осипання стінок свердловини наведені вищу у розділі 3.5.1.

Інші типи прихоплень. Прихоплення, яке виникло через утворення сальників

1 Не вводити у буровий розчин тверді частинки, які володіють магнітними властивостями (магнетит, гематит).

2 Зменшити вміст вибуреної породи у буровому розчині.

3 Збільшити швидкість висхідного потоку бурового розчину в затрубному просторі, довівши її до 2,5 м/с між ОБТ та стінками свердловини.

4 При підвищенні тиску на викиді бурових насосів буріння свердловини зупинити і провести інтенсивне промивання з частотою обертання не менше 80 об/хв. з натягом колони не вище її ваги.

5 При затягуванні інструмента з сальником бурильник зобов'язаний:

5.1 при бурінні під кондуктор розвантажити колону бурильних труб на повну вагу, в інших випадках - на вагу інструмента, який є у відкритому стволі свердловини;

5.2 відновити циркуляцію одним клапаном насоса з поступовим збільшенням продуктивності до нормального значення;

5.3 провернути інструмент ротором з допустимою кількістю обертів при розвантаженні на 30-40 кН нижче власної ваги, повторити ці дії 4-5 разів;

6 При звільненні колони або при отриманні її обмеженого вільного ходу, приступають до руйнування сальника обертанням колони та інтенсивним промиванням. Забороняється звільняти бурильну колону розходжуванням при натягуванні її з зусиллям більшим від власної ваги колони.

Прихоплення, яке виникло через осідання шламу та порушення режиму промивання свердловини

1 Не залишати бурильну колону у свердловині протягом тривалого часу без промивання.

2 Не допускати зменшення статичного напруження зсуву та умовної в'язкості нижче показників, зазначених у ГТН.

3 При розбурюванні цементних мостів буровий розчин обробляти солестійкими понижувачами в'язкості (ФХЛС, ТПФН тощо), які запобігають виникненню коагуляції розчину.

4 Не допускати флокуляцію флотаційного бариту, особливо під час введення значної кількості нафти. Заходи із запобігання флокуляції бариту детальніше описані у розділі 3.6.1.

5 У разі виникнення прихоплення через осідання шламу або обважнювача бурильник вживає заходів для ліквідації ускладнення аналогічно як при утворенні сальників (порядок дій наведений у попередньому пункті).

6 Постійно слідкувати за зміною температури висхідного потоку бурового розчину і за зміною тиску на викиді насосів. У разі зменшення температури і тиску бурового розчину зупинити і підняти бурильну колону зі свердловини та виявити місце порушення колони.

3.5.2.2 Способи боротьби з прихопленнями

Для ліквідації прихоплень у практиці буріння застосовують такі способи та пристрої:

1 Гідроімпульсний спосіб, розрізняють прямий спосіб (ПГІС) та обернений (ОГІС). Схема обв'язки устя свердловини, технологічні розрахунки та технологія встановлення обох гідроімпульсних способів описана у літературі [4, 11].

2 Вибуховий спосіб; для ліквідації прихоплень застосовують торпеди з детонуючим шнуром (ТДШ) та корпусні торпеди з детонуючим шнуром (КТДШ). Вибір заряду, конструкція торпед та технологія ліквідації прихоплень наведена у додатковій літературі [11].

3 Установлення рідинних ванн, серед яких найбільш розповсюдженими є нафтові ванни. Технологічні розрахунки, технологія установлення нафтової ванни наведені у практикумі з цієї дисципліни [10]. Схему обв'язки устя при установленні нафтової ванни студенту рекомендовано розробити самостійно.

4 Застосування ударних механізмів: гідравлічний ударний механізм (ГУМ), збуджувач пружних коливань (ВУК), пристрій для ліквідації прихоплень (УЛП), яс ударний (ЯУ), яс ударно-вібраційний (ЯУВ) тощо. Конструкцію, технологію роботи з ударними механізмами наведено у літературі [3, 4, 11, 12].

5 Використання випробувачів пластів або пристрою для ліквідації прихоплень пониженням тиску бурового розчину в затрубному просторі (УЛПП). Конструкція та порядок роботи для ліквідації диференційних прихоплень наведені в [4, 12].

6 Комбінований спосіб (наприклад, нафтова ванна та один із ударних механізмів). Студент на основі аналізу наведених вище способів самостійно розробляє технологію комбінованого способу.

7 Оббурювання та витягування прихопленої колони частинами, спосіб довготривалий, а тому застосовується не часто [11].

8. Встановлення цементного моста, забурювання нового ствола та перебурювання втраченого інтервалу свердловини [11].

Подальшим важливим кроком студента при виконанні цього параграфу курсової роботи є обґрунтування вибраного способу ліквідації прихоплення, проведення необхідних технологічних розрахунків, а також необхідно навести схему обв'язки устя свердловини або конструкцію ударного пристрою та детально описати технологію ліквідації прихоплення вибраним способом.

Нижче наводимо рекомендації, якими може скористатися студент для вибору способу ліквідації прихоплення.

1 Перевагу при виборі способу ліквідації прихоплення необхідно віддати промисловому досвіду основних спеціалістів бурового підприємства (головний інженер, головний технолог, буровий майстер тощо).

2 Під час вибору ефективного способу у першу чергу слід надати перевагу тому способу, який не потребує роз'єднання бурильної колони.

3 Для вибраного способу ліквідації прихоплення необхідно дотримуватись таких двох умов:

3.1 час на ліквідацію прихоплень (t_лп) повинен бути менший, ніж час установлення цементного моста (t_цм), забурювання нового ствола (t_заб), і на перебурювання втраченого інтервалу (t_пер):

. (3.12)

3.2 витрати на ліквідацію прихоплення (В_лп) також повинні бути меншими, ніж витрати на цемент (В_ц), установлення цементного моста (В_цм), витрати на забурювання нового ствола (В_заб) та вартість залишеного інструменту у свердловині (В_інстр):

. (3.13)

3.5.3 Поглинання бурового розчину

Поглинання - це гідравлічна взаємодія стовпа бурового розчину з пластами у свердловині у результаті якої спостерігається попадання бурового або тампонажного розчину у пласт з інтенсивністю, яка ускладнює подальше поглиблення свердловини. Пласт, у який поступає буровий або тампонажний розчин називають поглинаючим. Інтенсивність поглинання розчину у першу чергу залежить від перепаду гідравлічного тиску у свердловині над пластовим тиском, а також від системи відкритих тріщин або каверн поглинаючого пласта.

3.5.3.1 Заходи із запобігання поглинань

Всі заходи із запобігання поглинань можна звести у дві групи:

1) зменшення гідравлічного тиску у свердловині;

2) зменшення проникності поглинаючого горизонту.

Зменшення гідравлічного тиску у свердловині

1 Пониження густини бурового розчину. Нагадуємо, що під час буріння свердловини за нормальних умов гідростатичний тиск (Р_гідр) завжди перевищує пластовий (Р_пл), тобто ДР=Р_гідр_Р_пл=1,5_3,5 МПа залежно від глибини свердловини.

Інколи вдається запобігти поглинанням при рівності Р_гідр та Р_пл. У цьому випадку густина бурового розчину визначається за формулою:

(3.14)

де с_бр - густина розчину, за якої можна запобігти поглинанню, кг/м³;

с_в - густина прісної води за нормальних умов, кг/м³;

Н - глибина залягання поглинаючого горизонту, м;

К_пл - коефіцієнт пластового тиску, який дорівнює

Якщо під час буріння рівень розчину знаходиться нижче устя свердловини, то густину розчину можна коригувати за такою формулою:

, (3.15)

де ₁ - густина полегшеного розчину, кг/м³;

- густина розчину при якому почалось поглинання, кг/м³;

h_c, - висота статичного рівня, м;

Z_п - віддаль від покрівлі поглинаючого горизонту до устя свердловини, м.

Для зменшення густини розчину застосовують очищення розчину від вибуреної породи та розведення розчину водою. Об'єм води для зменшення густини з с до с₁ визначають за формулою

, (3.16)

де V_р - об'єм циркулюючого розчину у свердловині, м³.

У разі застосування аерованих розчинів коефіцієнт аерації можна визначити за формулою:

, (3.17)

2 Зменшити реологічні параметри бурового розчину (и, ф_о, з_пл).Оцінити вплив статичного напруження зсуву на тиск поглинання у вертикальній свердловині пропонуємо за формулою

, (3.18)

де - густина бурового розчину, кг/м³;

₁ - статичне напруження зсуву бурового розчину під час поглинання, Па;

D, d - діаметр свердловини і бурильної колони відповідно, м.

3 Зменшити динамічну складову гідравлічного тиску у свердловині.

У загальному випадку тиск у свердловині можна виразити формулою:

, (3.19)

де Р_дин - динамічна складова гідравлічного тиску, МПа.

Характер динамічної складової різний. Під час механічного буріння - це величина, яка визначається втратами тиску у кільцевому просторі. Числове значення цих втрат залежить від продуктивності бурових насосів, зазору між бурильною колоною та стінкою свердловини, механічної швидкості буріння, реологічних властивостей бурового розчину.

Під час спуско-підіймальних операцій динамічна складова Р_дин має нестабільний інтенсивний характер і тривалість її дії незначна. Наприклад, під час спуску однієї свічки час дії Р_дин не перевищує 1 хв., хоча її числове значення значно більше, ніж під час механічного буріння.

При відновленні циркуляції Р_дин може також досягати певних значень, особливо при великих значеннях статичного та динамічного напружень зсуву.

У цілому динамічна складова тиску у порівнянні з гідростатичною невисока, але під час розбурювання тріщинуватих пористих порід може стати причиною виникнення поглинань. Тому для зменшення ймовірності виникнення поглинань необхідно:

1) збільшити зазор між стінкою свердловини та бурильною колоною, особливу увагу слід звернути на зазор між ОБТ та стінками свердловини;

2) виключити з нижньої частини бурильної колони повнорозмірні центруючі пристрої;

3) зменшити швидкість течії бурового розчину у затрубному просторі, обмеживши продуктивність бурових насосів;

4) обмежити швидкість спуску бурильної колони, особливо у зоні поглинаючого горизонту;

5) не допускати утворення сальників на бурильній колоні, для цього слід налагодити ретельне очищення бурового розчину та виключити застосування у розчині магнітних домішок (наприклад, магнетит, гематит тощо).

6) зруйнувати структурно-механічні властивості бурового розчину перед відновленням циркуляції. Для цього необхідно за 200-300 м до поглинаючого горизонту періодично провертати бурильну колону ротором та відновлювати циркуляцію.

7) обмежити механічну швидкість буріння.

Зменшення проникності поглинаючого горизонту.

Цього можна досягти застосуванням наповнювачів та кольматуючих пристроїв.

1. Ввести у буровий розчин наповнювачі, раціональна домішка яких наведена у таблиці 3.5. Нагадуємо, що наповнювачі, які застосовують у практиці буріння поділяють на три типи:

1) волокнисті (кордне волокно, синтетичні волокна, обрізки ниток тощо);

2) лускоподібні (слюда, горіхова шкаралупа тощо);

3) зернисті (деревна стружка, пісок, частинки гуми, керамзит тощо).

Кольматуюча властивість визначається формою та розміром частинок, механічними властивостями матеріалу, а також концентрацією наповнювача у розчині. Високі кольматуючі властивості забезпечують комбінування наповнювачів першої і другої або першої і третьої груп з орієнтовним співвідношенням між ними 1:1-1:2.

Таблиця 3.5 - Раціональна домішка наповнювачів до бурового розчину

№ п/п	Назва наповнювача	Вміст наповнювача при роторному способі буріння, кг/м3
1	Деревна стружка	20-100
2	Целофан	10-30
3	Слюда-луска	20-70
4	Кордне волокно	2-50
5	Шкіра-горох	5-70
6	Подрібнена гума з розміром частинок, мм <1 2-3	10-50 10-50
7	Керамзит розміром до 5 мм	5-50
8	Горіхова шкаралупа (2-8 мм)	10-50

Дані про нові наповнювачі, які застосовуються у США та Росії наведені у [4, 12].

Наповнювач можна також вводити у поглинаючи горизонт у вигляді разової в'язкої порції з наступним витримуванням її напроти поглинаючого горизонту приблизно 8 годин або застосувати кольматуючий пристрій для зменшення проникності поглинаючого горизонту. Схема, конструкція та технологія проведення кольматації наведені детально в [4].

Ефективність кольматації і створення надійного екрану різко підвищується, якщо у буровому розчині є наповнювач розміром до 3 мм (гумовий порошок, азбест тощо). Позитивні результати було отримано М.Р. Мавлютовим, Р.Ш. Муфазановим, В.Н. Поляковим та іншими і доведено, що кольматаційний екран може витримати значний перепад тиску (до 6_8 МПа) у системі свердловина-пласт.

3.5.3.2 Способи боротьби з поглинаннями

Під час боротьби з поглинаннями бурового розчину у першу чергу стараються ізолювати тріщини і пори поглинаючого горизонту. З цією метою застосовують такі способи.

1 Тампонування відкритих тріщин, пор або пустот твердіючими або нетвердіючими пластичними сумішами, які створюють непроникний екран у породі навколо ствола свердловини.

2 Намивання піску у зону поглинання з наступним її тампонуванням.

3 Ізоляція зони поглинання за допомогою спеціальних металевих оболонок.

4 Буріння без виходу циркуляції з наступним спуском обсадної колони і тампонуванням затрубного простору.

5 Буріння із застоуванням піни.

6 Буріння з проджуванням повітрям.

У сучасні практиці використовують в основному перший та інколи другий способи.

Для ізоляції зон поглинання застосовують основні розчини (суміші) та тампонажні пасти.

1 Тампонажні розчини або тампонажні суміші. До них належать цементний розчин з високим вмістом хлористого кальцію (8-10 %), гіпсові розчини, гіпсоцементні суміші, гельцементні суміші, соляроцементні суміші, соляроцементобентонітові суміші тощо.

2 Тапонажні пасти. До них належать в'язку тампонажну пасту, гіпсоглинисту пасту, поліакриламідглинисту пасту, цементноглинисту пасту тощо.

Нагадуємо, що тампонажні суміші на основі дизельного палива не тужавіють за відсутності води, а тому їх можна транспортувати на будь-яку глибину, не боячись початку тужавіння. При змішуванні суміші з водою у зоні поглинання в тріщинах пласта тампонажна суміш швидко виділяє дизельне паливо, гусне і перетворюється у міцний камінь.

Детальніше про склад, рецептуру основні властивості сумішей наведено у [4,12].

Об'єм тампонажної суміші для заповнення поглинаючих каналів (V₁) і утворення цементного стакану (V₂) можна оцінити за формулою

, (3.20)

де m - коефіцієнт ефективної тріщинної пористості поглинаючого горизонту, приблизно дорівнює 0,05-0,1;

l_п - потужність поглинаючого горизонту, м;

l₁ - висота цементного стакана над зоною поглинання, l₁=20-50 м;

r_с - радіус свердловини, м;

r₀ - радіус зони заповнення каналів поглинаючого горизонту, м ().

В практиці об'єм ТС часто визначають за формулою

, (3.21)

де а - коефіцієнт запасу приблизно дорівнює 5.

Об'єм тампонажної суміші, отриманий за формулою 3.21, повинен бути не менше 5-7 м³.

Для доставки тампонажної суміші в поглинаючий пласт у більшості випадків застосовують бурильну колону, відкритий кінець якої встановлюють на 30-50 м вище покрівлі поглинаючого горизонту. Потім за допомогою цементувальної головки обв'язують бурильну колону з цементувальним агрегатами. Орієнтовна схема обв'язки наведена в [6]. Промивають свердловину і опресовують обв'язку. Після цього закачують тампонажну суміш, буферну і протискувальну рідини. Як протискувальну рідину у більшості випадків використовують буровий розчин, якщо с_бр<с_тс. Об'єм протискувальної рідини дорівнює об'єму бурильних труб та нагнітальних труб від цементувальної головки до цементувальних агрегатів. За об'ємом закачаної протискувальної рідини визначають місце розташування тампонажної суміші. Під час протискування тампонажної суміші бурильну колону часто розходжують. Як буферну рідину (V_буф=1-2 м³) часто застосовують воду або розчин, оброблений понижувачами фільтрації. Під час застосування швидкотужавіючої суміші (ШТС) та тампонажної суміші на основі дизельного палива для буферної рідини застосовують нафту або інші вуглеводневі сполуки. Після закінчення протискування тампонажної суміші бурильні труби при піднімають, свердловину промивають і залишають у спокої для затвердіння тампонажної суміші.

Недоліком цієї схеми є розведення тампонажної суміші буровим розчином, який є у затрубному просторі.

Для усунення цього недоліку в нижній частині бурильної колони встановлюють пакер. Цей спосіб застосовують не часто через виникнення прихоплення низу бурильної колони твердіючою тампонажною сумішшю.

При розробці технології тампонування зони поглинання студенту необхідно звернути увагу на такі питання:

1) визначити характеристику зони поглинання (глибина, потужність, пластовий тиск, форма і розмір розкриття тріщин);

2) вибір тампонажної сумiшi (ТС), її рецептури;

3) визначення об'єму ТС або кожної її порції при послiдовному закачуванні;

4) вибір способу приготування ТС;

5) вибір способу доставки ТС (див. рис. 1.2);

6) визначення об'єму протискувальної рідини;

7) оцiнка термінів проведення операції i узгодження термiнiв тужавіння ТС;

8) проведення операції в цілому, включаючи розбурювання моста.

3.5.4 Газонафтопрояви (ГНВП)

Найбільш небезпечним флюїдопроявом при бурінні свердловин є прояв газу тому, що газ володіє великою проникністю, низькою густиною і може призвести до відкритого фонтанування. Ліквідація фонтану призводить до витрати великої кількості матеріальних цінностей, руйнування бурового обладнання і інструменту, забруднення навколишнього середовища, втрат великої кількості цінної сировини, а інколи родовища в цілому.

Особливо значні негативні наслідки нерегульованого відкритого фонтанування при наявності у складі флюїду отруйних та агресивних компонентів, наприклад, сірководню.

3.5.4.1 Заходи із запобігання ГНВП

У зв'язку з цим запобігання флюїдопроявів є дуже важливою технологічною задачею.

1 Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти. Можливі схеми обв'язки устя свердловини наведено у [4, том 1].

2 Систематично контролювати параметри бурового розчину, який виходить зі свердловини (густину і вміст газу через кожних 15 хв.). Під час розкриття горизонтів з аномально високим пластовим тиском необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів і вносити корективу в їх зміни.

3 Реологічні параметри бурового розчину та добовий відстій звести до мінімально можливих значень, що дозволить краще відділяти газ із розчину.

4 Ретельно дегазовувати буровий розчин, який виходить із свердловини; за високої концентрації газу у розчині доцільно призупинити поглиблення свердловини і у процесі циркуляції розчину дообважнити його або замінити свіжим з підвищеною густиною.

5 На буровій мати запас бурового розчину необхідної якості для розкриття газоносного горизонту у кількості, яка дорівнює двом-трьом об'ємам свердловини.

6 Під час підйому бурильної колони доливати у свердловину буровий розчин з таким розрахунком, щоб його рівень був на усті свердловини.

7 У нижній частині бурильної колони встановити зворотний клапан або під вертлюгом - кульовий кран високого тиску.

8 Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання, своєчасне промивання дозволить виділити газ, що поступає внаслідок дифузії тощо.

9 У схему циркуляційної системи включити рівнемір, витратомір та інші прилади та пристрої.

10 Провести відповідні навчання з членами бурової бригади для запобігання ГНВП, розподілити їх обов'язки на випадок початку ГНВП.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.

3.6 Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

Всі роботи по будівництву свердловини необхідно виконувати у повній відповідності з вимогами “Будівельних норм і правил”, “Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості”, “Правил пожежної безпеки в нафтовій промисловості”.

Безпеку праці та навколишнього середовища можна забезпечити лише за допомогою цілого комплексу заходів. Звертаємо увагу лише на основні з них.

1 Всі вузли бурової установки та іншого обладнання, які будуть працювати під тиском, необхідно опресовувати тиском, що у півтора рази перевищує максимальний очікуваний тиск.

2 В період експлуатації буровий майстер і механік повинні перевіряти стан бурового обладнання не рідше одного разу за два місяці, а також перед спуском обсадної колони, перед початком і після закінчення ловильних робіт тощо.

3 Всі члени бурової бригади, які беруть участь в бурінні свердловин, повинні бути навчені безпечних методів роботи за своїми професіями до початку роботи. Особливу увагу при цьому необхідно звернути на техніку безпеки, протипожежну безпеку.

4 Бурова бригада повинна бути ознайомлена з основними заходами з запобігання ускладнення, які можуть виникнути при бурінні проектної свердловини.

5 При можливих ГНВП на свердловині повинно бути встановлено противикидне обладнання. Схема обв'язки, кількість і типи превенторів повинні бути погоджені з місцевим органом Держтехнагляду. Управління превенторами повинно бути дистанційне, механізоване та дублюватися ручним.

6 До роботи з токсичними речовинами і з буровими розчинами, до складу яких входять такі речовини, слід допускати тільки персонал, добре ознайомлений з правилами роботи з ними. Персонал необхідно забезпечити гумовими рукавицями, захисними окулярами, респіраторами, гумовими фартухами і чоботами, а у випадку виділення сірководню або вуглекислих газів - протигазами.

7 Факел газу, який спалюється, повинен бути не ближче, ніж 100 м від устя свердловини.

8 На буровій необхідно мати аптечку з набором перев'язувальних засобів і медикаментів, необхідних для надання першої допомоги при нещасних випадках, члени бурової бригади повинні бути навчені прийомам такої допомоги.

9 Для мінімального забруднення навколишнього середовища необхідно, щоб дно і стінки земельних амбарів були добре гідроізольовані.