Ликвидация прихватов бурильного инструмента

Рубрики Статьи

Способ ликвидации прихватов бурильного инструмента в скважинах

Владельцы патента RU 2263199:

Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для ликвидации прихватов бурильного инструмента. Способ включает использование противоприхватных устройств. Устройства разделяют на две составные части. Пассивную часть выполняют в виде опоры с подвижным конусом или встроенного эластичного гнезда с калиброванным отверстием. Активную часть выполняют в виде втулки или шаров. Пассивную часть стационарно включают в состав компоновки низа бурильной колонны. Активную часть оставляют наверху и сбрасывают внутрь в случае прихвата, далее прокачивают вниз до сочленения обеих частей. После ликвидации прихвата продолжают процесс бурения, не поднимая инструмент из скважины. Повышается аварийная надежность и эффективность. 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области бурения скважин, а именно к способам ликвидации прихватов бурильного инструмента.

Известен способ ликвидации прихватов бурильного инструмента в скважинах [1], состоящий в том, что в случае возникновения прихвата бурильную колонну отворачивают (отсоединяют) от прихваченной ее части, поднимают наверх, затем спускают в скважину специальное устройство (ударного или вибрационного действия, например гидроударник или ясс), соединяют его с прихваченной частью труб, осуществляют процесс ликвидации прихвата, после чего освобожденный бурильный инструмент поднимают наверх, а только после этого продолжают процесс бурения скважины.

В указанном способе, взятом как аналог, имеются следующие основные недостатки:

1. требуется отворот бурильной колонны, подъем ее наверх, последующий спуск и опять подъем, что влечет за собой большие потери времени на ликвидацию прихвата;

2. нет гарантии, что отворот бурильной колонны произойдет в нужном месте, т.е. над местом прихвата (отворот производится влево при правосторонних резьбах, с помощью которых сочленяются трубы в бурильной колонне);

3. после ликвидации прихвата исключается возможность сразу продолжать процесс углубления скважины без подъема бурильной колонны для выброса аварийного устройства;

4. неудовлетворительная эффективность ударных систем при ликвидации прихватов, реализующих большую энергию в единичном импульсе, но с недостаточной частотой.

Известен пособ ликвидации прихватов бурильного инструмента [2], в котором используется противоприхватное устройство, включаемое в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и приводимое в действие при возникновении прихвата. Это устройство может быть разделено на две составные части, одну из которых (пассивную) в виде переводника с опорой включают в состав КНБК, а другую (активную) в виде шара оставляют наверху и в случае возникновения прихвата сбрасывают внутрь бурильной колонны, прокачивают вниз до сочленения обеих частей, а затем запускают устройство в работу за счет прокачки жидкости через него.

Данное устройство по совокупности признаков является наиболее близким техническим решением к заявленному способу и поэтому принято нами за прототип.

К недостаткам прототипа относится то, что данное устройство представляет собой гидровибратор, возбуждающий поперечные колебания труб в бурильной колонне, т.е. специализирован на ликвидации прихватов первого рода, связанных с прилипанием труб к стенкам скважины, тогда как для других видов прихватов эффект ликвидации достигается за счет продольных колебаний или продольных силовых импульсов при натяжении бурильной колонны.

Целью предлагаемого изобретения является повышение аварийной надежности противоприхватных устройств, применяемых в составе компоновки низа бурильной колонны при бурении, повышение эффективности их действия и обеспечение возможности продолжения процесса бурения скважины без подъема бурильного инструмента после ликвидации прихвата.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ликвидации прихватов бурильного инструмента в скважинах, который реализуется путем использования противоприхватных устройств, включенных в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и приводимых в действие при возникновении прихвата с разделением устройства на составные части, одну из которых (пассивную) стационарно включают в состав КНБК, а другую (активную) оставляют наверху и в случае прихвата сбрасывают внутрь бурильной колонны, прокачивают вниз до сочленения обеих частей и затем запускают устройство в работу за счет прокачки жидкости через него, при этом пассивную часть устройств выполняют в виде опоры с подвижным конусом или встроенного эластичного гнезда с калиброванным отверстием, а активную часть устройств выполняют в виде втулки или шаров, причем после ликвидации прихвата прокачку жидкости не прекращают и, не поднимая инструмент из скважины, продолжают процесс бурения.

Примеры противоприхватных устройств, применяемых в заявляемом способе.

На фиг.1 а,б,в показаны, по крайней мере, три вида противоприхватных устройств, с помощью которых реализуется предлагаемый способ.

Шаровой гидровибратор (а) состоит из переводника, включаемого в состав КНБК и имеющего внутри лепестковую опору. Шар-ударник находится наверху и при необходимости сбрасывается в колонну труб и доставляется вниз потоком жидкости или в результате свободного падения. При посадке на опору шар-ударник за счет прокачки жидкости и ускорения ее в щели между шаром и трубой совершает поперечные колебания и производит удары по трубе. Таким образом, в колонне возбуждаются высокочастотные поперечные колебания, которые способствуют отрыву прихваченных труб от стенок скважины.

Конусный гидропульсатор (б) состоит из переводника, включаемого в состав КНБК и имеющего внутри опору с подвижным конусом, направленным навстречу потоку. Втулка (составная часть гидропульсатора) находится наверху и при необходимости сбрасывается в колонну труб и доставляется вниз потоком жидкости. При сочленении с забойной частью за счет прокачки жидкости гидропульсатор возбуждает в колонне труб высокочастотные (до 3 Кгц) продольные колебания, которые способствуют ликвидации прихвата, например, при затяжке сальника над долотом.

Гидроимпульсатор (в) состоит из переводника, включаемого в состав КНБК и имеющего внутри встроенное эластичное гнездо с калиброванным отверстием, через которое выстреливаются шары. Шары в свою очередь находятся наверху и в случае прихвата сбрасываются внутрь бурильной колонны и прокачиваются вниз. При попадании их в гнездо давление в колонне повышается, колонна растягивается в пределах упругости, а после выстреливания шара сокращается и таким образом возбуждаются ее продольные колебания с большой амплитудой. Последнее является эффективным при ликвидации прихватов, связанных с завалом труб обрушающейся со стенок скважины породой.

Во всех приведенных вариантах реализации предлагаемого способа ликвидации прихватов имеется возможность после освобождения прихваченных труб, не поднимая бурильный инструмент, продолжать процесс бурения. В зарубежных и отечественных аналогах, где яссы и ударники используются в составе КНБК, такой возможности нет. Последнее может привести к аварийной ситуации в скважине. В нашем способе, где противоприхватное устройство расчленяется на две составные части, самопроизвольное включение в работу исключается, т.е. устройство может работать только в сборе.

Кроме того, яссы и ударники сообщают прихваченной части колонны мощные, но редкие удары [1]. Это часто приводит к разрывам резьбовых соединений и тем самым усугубляет аварийную ситуацию в скважине.

Яссы и гидроударники передают большой силовой импульс на прихваченную часть труб, чтобы обеспечить сдвиг по всей длине прихвата, но этого бывает недостаточно для разрыва сальника или глинистой корки, а в случае завала труб может уплотнить дисперсную массу и тем самым усугубить условия прихвата. Целесообразнее использовать механическую энергию в виде высокочастотных колебаний, передаваемых на прихваченные трубы, с постоянной накачкой ее от действующего источника (погруженного вибратора, установленного над местом прихвата). При возбуждении продольных или поперечных колебаний с большой частотой глинистая масса, находящаяся в контакте между трубами и стенками скважины, подвергается расслаблению, т.к. структурные связи, обусловленные молекулярным взаимодействием частиц, не успевают восстанавливаться. В результате этого происходит постепенное ослабление усилия прихвата до окончательного освобождения труб.

И, наконец, яссы и гидроударники имеют, как правило, сложную конструкцию, включающую десятки деталей и, стало быть, низкую надежность, поскольку отказ одной из деталей влечет за собой потерю работоспособности инструмента в целом. Это положение о надежности противоприхватных устройств, применяемых в составе КНБК при бурении, имеет принципиальное значение, т.к. условия работы бурильного инструмента в скважинах являются наиболее жесткими. Устройства, задействованные в предлагаемом способе, наиболее удовлетворяют этим условиям.

1. Справочник инженера по бурению (том II). — М.: Недра, 1973, с. 75-82.

2. SU 953183, 1982.

Способ ликвидации прихватов бурильного инструмента в скважинах путем использования противоприхватных устройств, включенных в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и приводимых в действие при возникновении прихвата с разделением устройства на две составные части, одну из которых (пассивную) стационарно включают в состав КНБК, а другую (активную) оставляют наверху и в случае прихвата сбрасывают внутрь бурильной колонны, прокачивают вниз до сочленения обеих частей и затем запускают устройство в работу за счет прокачки жидкости через него, отличающийся тем, что пассивную часть устройства выполняют в виде опоры с подвижным конусом или встроенного эластичного гнезда с калиброванным отверстием, а активную часть устройства выполняют в виде втулки или шаров, причем после ликвидации прихвата прокачку жидкости не прекращают и, не поднимая инструмент из скважины, продолжают процесс бурения.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Ликвидация — прихват

Ликвидация прихватов с помощью ударных механизмов осуществляется, когда методы ликвидации прихвата без разъединения бурильной колонны ( гидроимпульс, торпедирование, ванны) не дали результата; длина извлекаемой части бурильной колонны не превышает 300 м; исключается отклонение в сторону верха прихваченной части колонны в зоне отвинчивания. [1]

Ликвидация прихвата с помощью испытателя пластов заключается в создании депрессии на пласт ниже пакерного устройства испытателя пластов. Пакер нужно установить в скважине как можно ближе к верхней границе прихвата. Если его можно установить в обсадных трубах, то улучшаются условия гидроизоляции надпакерной части от нижней части ствола скважины. [2]

Ликвидация прихватов с помощью ударных механизмов осуществляется, когда методы ликвидации прихвата без разъединения бурильной колонны ( гидро-импульс, торпедирование, ванны) не дали результата; длина извлекаемой части бурильной колонны не превышает 300 м; исключается отклонение в сторону верха прихваченной части колонны в зоне отвинчивания. [3]

Ликвидация прихватов выбивными приспособлениями заключается в передаче расклиненному снаряду периодических ударов и возбуждения собственных колебаний колонны. В результате уменьшается трение между снарядом и щламом или породой. [4]

Ликвидация прихвата производится следующим образом. Убедившись в том, что снаряд прихвачен сильно и не извлекается гидравликой станка или лебедкой, немедленно вводят в действие зубчатый вибратор. [5]

Ликвидация прихватов , происходящих вследствие обвалообра-зований, связана с большими трудностями. Для недопущения аварий и осложнений, вызванных осыпями и обвалами пород, и принятия своевременных эффективных мер большое значение имеет прогнозирование зон нарушения устойчивости пород. [6]

Ликвидация прихвата гидравлическим подпором жидкости возможна при отсутствии циркуляции после его возникновения, когда невозможно закачать жидкость в зону прихвата. Этот способ предложен в тресте Полтавнефтегазраз-ведка и реализован на ряде скважин ( И. П. Пустовойтенко и др.) с предварительным натяжением колонны труб с помощью талевой системы. Сущность способа заключается в создании в полости бурильных труб давления, способствующего растяжению колонны и формированию выталкивающей гидравлической силы. [7]

Ликвидация прихватов с помощью поверхностных гидравлических домкратов и вибраторов часто осложняется поломкой извлекаемых из скважины труб вследствие приложения к ним усилий, превышающих пределы упругости металла, и высоких ударных нагрузок. [8]

Для ликвидации прихвата необходимо в первую очередь расхаживать колонну с проворачиванием. Если при этом не удается ликвидировать прихват, применяют более сложные методы ликвидации: установку водяных, кислотных или нефтяных ванн в зависимости от характера прихвата; взрыв торпеды против зоны прихвата и другие способы. [9]

Для ликвидации прихватов применяют различного типа ударные механизмы и способы гидромеханического воздействия. Однако затраты на ликвидацию аварий, связанных с прихватом бурильного инструмента, остаются большими. [10]

Для ликвидации прихвата следует прежде всего определить глубину прихвата прихватомером. При ликвидации прихватов бурильной колонны применяют нефтяные, кислотные, водяные ванны, расхаживание колонны с отбивкой ее ротором, торпедирование. [11]

Для ликвидации прихватов во многих случаях применяют специальные устройства — яссы, которые повышают эффективность расхаживания. Понятно, что применение ясса не может увеличить силу расхаживания, прикладываемую к прихваченному участку. Выигрыш в применении ясса заключается в том, что эта сила прикладывается скачком, мгновенно, в результате которого в прихваченном участке возникают динамические явления. Сравним процессы расхаживания с яссом и без него. [12]

После ликвидации прихвата производятся промывка с вымывом нефти на устье, подъем колонны труб из скважины с тщательной проверкой их качества, включая дефектоскопию, и последующая проработка ствола в осложненном интервале. [13]

После ликвидации прихвата промывают ствол, вымывая нефть на устье, поднимают колонну труб из скважины, тщательно проверив их качество дефектоскопией, и прорабатывают ствол в осложненном интервале. [14]

При ликвидации прихвата в первую очередь освобождают кабель. Расхаживание прихваченного прибора с использованием кабеля не рекомендуется, так как это приводит к его порче, обрыву и осложнению процесса. Для освобождения кабеля используют различные канаторезки, которые спускают на канате, а чаще всего на насосных штангах или трубах. Большинство канаторезок основано на зажиме клинового ножа при движении канаторезки вверх. [15]

Читайте так же:  Субсидия для снт

Ликвидация прихватов бурового инструмента

ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗГЛИНИЗИРУЮЩЕГО РЕАГЕНТА РР МАРКИ Д

В процессе бурения скважин, осложнения связанные с прихватами бурового инструмента, занимают большой процент времени в сравнении с другими авариями и требуют большого количества времени для их ликвидации.
Прихваты инструмента происходят по многим причинам, основными из которых являются:
1. Прилипание инструмента к стенкам скважины при оставлении его без движения;
2. Затяжки вследствие образования сальников и сужений ствола скважины в результате налипания толстых корок;
3. Обрушение неустойчивых пород;
4. Расклинивание инструмента при спуске, бурении или проработке полноразмерными долотами;
5. Заклинивание и прилипание инструмента в желобах;
6. Расклинивание инструмента вследствие попадания в скважину посторонних предметов;
7. Прихваты, вызванные газо-нефте-водопроявлениями и поглощениями;
8. Прихваты вследствие осаждения выбуренной породы.

Основной процент при прихватах инструмента (более 50%) занимает прилипание инструмента к стенкам скважины при оставлении его без движения. Для выяснения причин данного явления были проведены многочисленные лабораторные и промысловые эксперименты, в результате которых было определено, что на этот процесс в основном влияют два фактора: липкость глинистой корки и гидростатическое давление в зоне прихвата.
Прилипание глинистых частиц к поверхности труб можно объяснить образованием на поверхности раздела трубы и частиц глинистого раствора сил электрического притяжения, обуславливаемых наличием на поверхности раздела фаз свободного электрического слоя и зарядом частиц. Если поверхность бурильной трубы будет соприкасаться не с раствором, а с глинистой коркой, то силы сцепления между трубой и коркой окажутся значительно больше, чем между трубой и плёнкой бурового раствора. Это объясняется тем, что частицы глины в корке имеют более тонкие водные оболочки, теснее располагаются друг к другу, и поэтому, силы электрического притяжения между поверхностью трубы и частицами глины с тонкими оболочками, проявляют себя энергичнее. При этом, чем больше в буровом растворе коллоидной фазы, тем выше липкость глинистой корки. Так, например, при содержании в растворе более 10-20% коллоидной фазы, липкость корки увеличивается в несколько раз. При увеличении плотности раствора, липкость корки также увеличивается из-за увеличения содержания твёрдой фазы. Но увеличение плотности бурового раствора приводит к увеличению гидростатического давления в скважине, что увеличивает прижимающую силу, направленную на прижатие бурового инструмента к стенке скважины. Особенно это явление наблюдается при вскрытии проницаемых пластов, когда на стенке скважины образуется толстая глинистая корка и, под воздействием перепада давления в системе скважина-пласт, происходит залипание бурового инструмента – дифференциальный прихват. В этом случае, в состоянии покоя, величина липкости глинистой корки может достигать 0,5-0,8кг/см2 и более. При таких величинах липкости, для освобождения прихваченного инструмента, необходимо приложить на каждый 1м2 прихваченной трубы 5-8т нагрузки, что в большинстве случаев не представляется возможным из-за ограничения грузоподъёмности буровой установки.

Исходя из вышеизложенного, для предотвращения прихвата бурового инструмента необходимо предпринять следующие действия: не оставлять без движения бурильную колонну и использовать буровой раствор с малым содержанием твёрдой и коллоидной фазы, обладающий высокими антифрикционными свойствами. Для ликвидации прихвата необходимо создать прослойку между бурильной колонной и глинистой коркой или разрушить глинистую корку.
Существуют разные способы освобождения от прихватов. В основном, при начале производства таких работ, производится установка нефтяной ванны с расхаживанием инструмента. В ряде случаев эти работы приносят положительный результат, но не всегда. Если нефти не удаётся проникнуть в пространство между глинистой коркой и буровым инструментом или инструмент прихвачен на значительном участке, то извлечь инструмент не удастся. Также в некоторых случаях есть ограничения по плотности ванны, когда в разрезе есть пласты с высоким давлением и существует вероятность получения проявления.

Для решения данной проблемы нами было предложено использование водного раствора разглинизирующего реагента РР марки Д.

Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц. В этой технологии используется водный раствор специального разглинизирующего состава, который не воздействует на металл колонны, но эффективно разрушает глинистые частицы. Механизм реакции заключался в воздействии на кристаллическую решётку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из-под прихваченной колонны труб.

Опытные работы по ликвидации прихватов проводились на скважинах, бурение которых производилось бригадами ООО «ЛениногорскРемСервис» на месторождениях ОАО «Татнефть». Нами были проведены работы на трёх скважинах, где традиционными методами (установка нефтяных ванн) прихват ликвидировать не удалось.

  • 14 марта 2011г на скважине № 701 Березинского поднятия при подъёме КНБК в интервале 440-460м возник прихват бурового инструмента, затяжки составляли до 38тн, при разгрузке посадка до — 0тн. Расхаживание прихваченного инструмента с нагрузкой на крюке — 25тн и разгрузкой до — 0тн, с промывкой глинистым раствором, технической водой и установкой нефтяной ванны результата не дали. 15марта 2011г в 17.40, произвели закачку первой порции разглинизирующего реагента РР в кол-ве 360кг (V-3,6м3). Через 2 часа закачали вторую порцию разглинизирующего реагента РР в кол-ве 360кг (V-3,6м3). При расхаживании прихваченного инструмента, с нагрузкой на крюке- 25тн, с разгрузкой до — 0 т., в 22.40 освободили инструмент.
  • 11 июля 2011г при бурении скважины № 526Д произошёл прихват бурового инструмента в интервале 700-860м. Установка нефтяной ванны с расхаживанием бурового инструмента результатов не дала. 12 июля закачали 300кг (3,0м3) водного раствора разглинизирующего реагента РР и в течение 3 часов ликвидировали прихват.
  • 21 октября 2012г, при ликвидации поглощения на скважине № 4848 Биклянского месторождения, произошёл прихват бурового инструмента. Промывка с расхаживанием КНБК и попытка проворота ротора при общем весе КНБК 27-28тн до 55-60тн результата не дала. Произвели закачку товарной нефти в /=5м3. Стоянка под нефтяной ванной с расхаживанием КНБК при общем весе КНБК 27-28тн до 60-65тн результата не дала. 22 октября в 15.00 в скважину закачали раствор разглинизирующего реагента РР в количестве 400кг (4,0м3). В процессе реагирования производилось расхаживание КНБК при общем весе КНБК 27-28тн до 60-65тн. Освобождение от прихвата в 18.10.

Проведённые работы по применению разглинизирующего реагента РР марки Д показали, что:

    С применением разглинизирующего реагента РР марки Д происходит резкое сокращение времени ликвидации такого осложнения, как дифференциальный прихват.

Данная технология позволяет исключить использование нефти для установки нефтяных ванн.

Разглинизирующий реагент РР представляет собой сухой порошок с длительным сроком хранения, что позволяет создавать на буровых аварийный запас и использовать его по мере необходимости, как для ликвидации прихватов, так и для освоения скважин.

Ликвидация прихватов бурильного инструмента

Причины прихватов инструмента

Прихваты инструмента являются следствием плохого качества раствора и нарушения технических правил бурения, а именно:
1) загрязнения скважины вследствие неправильной очистки раствора от выбуренной породы (без установки в желобной системе сливных щитов выбуренная порода попадает в приемные чаны насосов, а из них закачивается насосами в скважину);
2) недостаточной скорости движения раствора в кольцевом (сечении) пространстве во время бурения;
3) бурения раствором – плохого качества, когда на пористых стенках скважины образуется глинистая корка толщиной более 4 мм за 30 мин.;
4) неправильного выбора глубины спуска кондуктора, не обеспечивающей уровня раствора в обсадных трубах при сильном поглощении;
5) наличия каверн в скважине, образующихся при плохом качестве раствора, или применения нефтяных ванн для освобождения прихваченного инструмента;
6) оставления инструмента без движения в скважине продолжительное время при качестве раствора, не соответствующем условиям бурения;
7) промывки в резьбовых соединениях и прекращения циркуляции через долото.

Наибольшее значение для борьбы с прихватами имеет комплексное устранение причин, которые вызывают загрязнение скважины и отложение на пористых стенках толстых и плотных корок с повышенной липкостью.

Признаки загрязнения скважины
1. Инструмент, поднимаемый из скважины, имеет над замками и муфтами бурильных труб сальники из частиц глины и выбуренной породы.
2. Поднятый из скважины инструмент имеет сальник на удлинителе, тяжелом низе или долоте.
3. Приемные чаны насосов загрязнены выбуренной породой, которая не была осаждена в желобах.
4. Объем выбуренной породы около желобов составляет только часть от выбуренного объема из скважины (при подсчете объема выбуренной породы необходимо предусмотреть коэффициент размокания и разрыхления, дающий увеличение объема на 50-60%).

5. При спуске нового долота в скважину требуется проработка или наблюдение за посадкой инструмента.

Меры для обеспечения чистоты скважин

Вся выбуренная порода должна быть осаждена в очистной системе, приемный чан во время бурения должен быть чистым.

При приготовлении глинистого раствора или утяжелении его глинистый раствор спускают из глиномешалки не сразу в прием насоса, а очищают сначала в желобе длиной 10—15 м, проложенном между глиномешалкой и приемом насоса.

Конструкция желобных систем (при строительстве или проектировании их) должна удовлетворять следующим требованиям.
1. Средняя объемная скорость движения раствора по желобу не должна быть выше 10 см/сек.
2. В желобной системе должно происходить систематическое разрушение структуры движущегося раствора через сливные загородки.
3. Желобная система должна очищаться от осевшей в ней выбуренной породы без остановки бурения и без ухудшения очистной способности желобов.
4. При проектировании или строительстве желобных систем следует предусматривать площадь для размещения объема выбуренной породы. При близком расположении приемных чанов насосов от желобов должны быть приняты меры против загрязнения их выбуренной породой из желобов.

При бурении неглубоких скважин следует устанавливать комбинированную очистительную систему: вначале на длине не менее 12 м желобную систему Линевского, а далее обычный желоб с общей длиной не менее 30 м нормального сечения и уклона.

В желобах через каждые 4—6 м следует обязательно устанавливать сливные щиты высотой не менее 24 см, которую выбирают из расчета оптимальных скоростей движения раствора не более 10 см/сек. Щиты в местах соприкосновения с желобом должны быть герметичны (промазаны глинистым тестом после каждой чистки желобов) для п едохранеиия от размыва оседающей породы на дне желобов струей раствора, проникающей через щели между загородкой и стенкой.

Для очистки утяжеленных глинпстых растворов следует обязательно применять вибрационные сита.

Чистоту приемных чанов насосов следует определять при помощи пробоотборника, а также по проценту содержания песка в растворе, закачиваемого из приемных чанов в скважину. Содержание песка не должно быть выше 4%.

Процентное содержание песка в растворе следует определять также в начале и в конце желобной системы для определения коэффициента очистной способности системы. Коэффициентом очистной способности называется разность показаний процентного содержания песка в начале и в конце системы. Этот коэффициент должен быть не менее 1 %. (Песком считают все частицы, выпадающие в отстойнике Лысенко в течение первой минуты).

Скорость движения в кольцевом пространстве после спуска кондуктора должна быть не менее 1,0 м/сек, а при бурении долотами свыше 12” не менее 0,6 м/сек.

Не следует применять ступенчатой проводки скважины, так как таковая ведет к загрязнению ствола в расширенной части. Не допускается углубление скважины без спуска кондуктора в скважинах, где последний должен спускаться. Невыполнение этого требования также загрязняет ствол скважины, особенно в период дополнительных работ по проработке ствола перед спуском кондуктора.

Во избежание возникновения одностороннего движения раствора при неподвижном инструменте промывку скважины после бурения следует производить с вращением инструмента в пределах длины квадрата. Утяжеление глинистых растворов производить также при вращении инструмента во избежание затяжек и прихвата инструмента.

При проработке ствола скважины под спуск колонны показатели качества глинистого раствора (удельного веса, вязкости и процентного содержания песка; последнее в случаях неутяжелен-ных растворов) должны соответствовать показателям, указанным в геолого-техническом наряде для последнего проведенного долбления.

При бурении в глубоких скважинах в случае падения температуры выходящего глинистого раствора следует немедленно приподнять инструмент на длину квадрата и замерять в течение 10— 15 мин. температуру глинистого раствора через каждые 5 мин. Если температура раствора остается неизменной или продолжается ее понижение, инструмент следует поднять и опрессовать.

Устранение прихватов, связанных с отложением на пористых стенках скважины толстой, плотной и липкой корки

Для получения тонких и желатинообразных корок на стенках скважин рекомендуется применять в бурении для промывки скважин растворы из высококоллоидных глин, приготовленных на пресной воде.

Для снижения толщины, плотности и липкости глинистых корок следует применять химическую обработку глинистых растворов и добавлять в нпх бентонитовые глины.

Читайте так же:  Договор хранение рк

В случаях наличия затяжек инструмента, проработок скважины, отсутствия высококачественных глин и невозможности получения химической обработкой оптимальных показателей для корки, устраняющих указанные выше осложнения, следует добавлять нефть к глинистому раствору. Для этого следует употреблять только маслянистую нефть и установить следующий порядок добавления нефти к глинистому раствору.
1. Производить одновременную добавку нефти в глинистый раствор на минерализованной воде в количестве 10—12% от объема раствора, находящегося в циркуляции. Кроме того, производить ежедекадную добавку 5 % нефти при нормальном бурении (на^пресной воде норму снижать в два раза). Вязкость глинистого раствора перед добавкой нефти не доляша быть выше 25—26 сек. по СПВ-5 в нормальных условиях бурения.
2. Добавлять нефть в циркулирующий глинистый раствор следует из специального бака во время бурения со скоростью не более 0,2—0,3 м3/час.
3. Чан для хранения нефти должен быть установлен в начале желобной системы.
4. Нефть следует вводить в раствор без длительных перерывов (желательно в период 2—3 долблений).

Для предупреждения поглощений следует применять профилактические растворы, обработанные только углещелочными или торфощелочными реагентами, а для повышения структурно-механических свойств растворов — бентонитовые глины.

Для повышения вязкости глинистых растворов можно применять щелочные растворы сульфит-спиртовой барды с обязательной добавкой бентонитовых глин. Обработку нужно начинать на 40— 50 м выше кровли дренированной зоны.

Устранение прихватов, связанных с поглощением, потерей циркуляции или работами по восстановлению циркуляции
1. Не следует углублять скважину без спуска кондуктора на глубину, указанную в геолого-техническом наряде.
2. В случаях падения уровня глинистого раствора ниже башмака кондуктора инструмент при наличии неустойчивых пород должен быть поднят к башмаку для восстановления циркуляции.
3. После забойных или висящих заливок и особенно в случае бурения с промывкой забоя утяжеленным глинистым раствором удельного веса 1,7 г/см3 и выше необходимо поднимать весь инструмент.

Оставление части инструмента даяче в колонне может привести к прихвату его вследствие возможного одностороннего движения закачанного цементно-глинистого раствора. В этом случае для забойных и висящих цементпровок при восстановлениях циркуляции (установки мостов) следует применять утяжеленный цемент, дающий возможность получения вяжущих растворов удельного веса до 2,4—2,5 г/см3.

4. Буровой мастер перед забойной цементировкой или установкой моста должен знать начало схватывания цемента, определенное в лаборатории при забойной температуре.

Устранение прихватов, связанных с работами по борьбе с газоводонефтепроявлениями и обвалами

1. Утяжелитель крупных фракций, выпадающий в желобах вместе с выбуренной породой, необходимо вычищать, не допуская в прием насосов, так как это приводит к прихватам инструмента.
2. Для введения утяжелителей в раствор следует применять глиномешалки непрерывного действия. Во избежание попадания комков утяжелителя в скважину выходящий из выкида глиномешалки раствор должен быть очищен в желобной системе (на вибрационном сите) шириной 0,8 м и глубиной 0,4 м с уклоном 0,015 и загородками высотой 24 см, установленными через 4 м. Длина желобов должна быть не менее 10—15 м.
3. Для получения профилактического раствора в скважинах, осложненных уходами циркуляции и выбросами, запрещается употреблять известь, цемент и жидкое стекло. Водоотдача растворов должна быть не более 10 см3 за 30 мин. Водоотдача растворов, применяемых для борьбы с обвалами, должна быть не более 5 см3 за 30 мин.
4. При бурении должны быть сокращены до минимума непроизводительные простои, особенно при работе в зоне обвалов. Увеличение сроков бурения в зонах обвалов ведет к осложнениям в скважинах.
5. При создании дополнительного давления на устье в период герметизации скважины давление на выкиде превентера следует уменьшать постепенно по 3—4 am в 1 мин.

Устранение прихватов при внезапном прекращении подачи электроэнергии для бурения и наличии инструмента на забое

При внезапном прекращении подачи энергии для бурения и наличии инструмента на забое инструмент следует оставить на забое с разгрузкой до 25 делений по индикатору веса.

Порядок контроля за глинистым раствором

1. Контора бурения обязана:
а) организовать лабораторный контроль за состоянием глинистого раствора при бурении скважин и работу буровых мастеров по обеспечению параметров раствора, устанавливаемых ГТН и лабораторией; контроль осуществлять через вахтенных техников передвижными лабораториями;
б) организовать регистрацию параметров раствора в центральной и передвижной лабораториях.

2. При отсутствии передвижных лабораторий вахтенные техники лаборатории должны отбирать пробы раствора на буровых и проверять параметры глинистого раствора в буровой и лаборатории.

3. Буровой мастер обязан следить за качеством глинистого раствора, производительностью насосов, очисткой глинистого раствора от выбуренной породы и чистотой приемного чана насосов, а также обязан организовать регистрацию состояния глинистого раствора при бурении скважины и определять свойства глинистых растворов (табл. 41).

Буровой мастер обязан проводить регистрацию в журнале (форма № 2) времени начала химической обработки с указанием (в примечании) количества израсходованного реагента, воды, утяжелителя и других добавок и остатка их в конце каждого дня (см. табл. 142).

Время следует отмечать, используя показания на диаграмме индикатора веса.

4. При сдаче вахты желобная система должна быть чистой.

Пример. Определить объем V продавочной жидкости, если закачано через 5” бурильный инструмент длиной 860 м 6 м3 нефти.

Проводка скважин в поглощающих зонах и в сильно дренированных пластах

Основные причины затяжной борьбы с ликвидацпями поглощений в процессе бурения:
1) неудовлетворительное состояние профилактических и специальных растворов, применяемых при восстановлении циркуляции;
2) оборудование буровых не удовлетворяет требованиям химической обработки глинистых растворов и применению специальных растворов (гель-цементов). Для устранения этих причин рекомендуются следующие мероприятия.

1. Вывод желобной системы от устья скважины производить со стороны поста бурильщика, чтобы наблюдать за состоянием выходящей циркуляции.

2. Для устранения перелива вязкого раствора над устьем скважины при выводе глинистого раствора из желоба, проходящего под полом буровой, в основной очистной желоб высота перепада должны быть 20 см.

3. Приемные чаны насосов должны быть установлены под «залив», так как работа «без залива» на вязких растворах с большим статическим сдвигом резко уменьшает коэффициент наполнения насоса при всасывании.

4. Глиномешалку следует устанавливать на минимальном расстоянии от одного из буровых насосов и присоединять к приемной линии насоса для выкачивания из нее приготовляемых вязких специальных смесей (гель-цементов) с большим углом естественного откоса. Над глиномешалкой должна быть установлена площадка для хранения реагентов, цемента и других материалов.

Для ускорения монтажных работ применяют крупный блок из глиномешалки, двигателя и площадки. На площадке рядом с воронкой глиномешалки устанавливают два герметически закрывающихся ящика: один под цемент (не менее 5 т) и другой под алебастр (до 3 т). На случай добавления в глинистый раствор реагентов и наполнителей (слюды, рисовой шелухи и др.), а также приготовления раствора из глины глиномешалку следует переоборудовать для непрерывного метода, присоединить к ней с торцевой стороны 1х/а—3” водяную линию, а с противоположного торца устроить выход для глинистого раствора в желоб сечением 0,8 X 0,4 м, подводящий раствор в общую желобную систему или в один из приемных чанов насоса. Уклон желоба от глиномешалки 0,03.

5. Уклон желобной системы от устья скважины до приемных чанов насосов должен быть не менее 0,03. Через каждые 6 м в желобе устанавливают сливные перегородки для создания перепадов. Высоту сливной перегородки брать на 8 см ниже высоты бортов желоба. Длина желобов должна быть не менее 30 м, причем 3 секции (18 м) из них двойные.

6. Для замера добавляемой воды в раствор следует установить емкость на 5 м3, а для химического реагента — на 15—20 м3.

7. На кондуктор скважины следует устанавливать превентер для предотвращения поглощения скважин и ожидаемых последующих выбросов при падении уровня в скважине и снижения гидростатического давления раствора на пласт.

8. Расстояние от буримой скважины, вскрывающей поглощающие пласты, до насосных и компрессорных скважин должно быть не менее 80 л’ (в противном случае возможно подсасывание глинистого раствора эксплуатационными скважинами по трещинам и дренажным каналам).

9. Для растворов с нетекучей вязкостью по СПВ-5 растекае-мость их следует контролировать по методике АзНИИ и отмечать в геолого-техническом наряде.

Следует отмечать в журналах по учету качество раствора на буровых, а также в суточном рапорте мастера и буровом журнале растекаемость профилактических растворов, применяемых при бурении, и гель-цементных растворов.

10. Для проведения контроля за глинистым раствором на буровой нужно иметь приборы для замера удельного веса глинистого раствора, вязкости (по СПВ-5), водоотдачи за 30 мин., статического напряжения сдвига, растекаемости и процентного содержания песка.

11. Вблизи одного из насосов и установленной глиномешалки следует устроить в земле емкость на 2 м3 (с цементированным дном и опалубкой из досок) для приема нефти, соды и других жидких реагентов, доставляемых на буровую. Для перекачки доставляемых реагентов из указанной емкости от приема бурового насоса должен быть дополнительный прием из 6” труб с задвижками на основном приеме и дополнительном. Для спуска.из автоцистерны в указанный прием доставляемых жидких реагентов около дороги нужно установить воронку с 6” линией, направленной в приемную емкость на 2 м3.

12. К торцовой части глиномешалки (со стороны подключения воды нужно подвести выкид от насоса для использования раствора при приготовлении гель-цемента и других специальных растворов.

13. Отверстия в долотах, применяемых для бурения в поглощающих породах

Предупреждение поглощений глинистого раствора

1. Скважины в пластах, поглощающих глинистые растворы, следует бурить раствором минимального удельного веса и малой водоотдачи, высокой вязкости по СПВ-5 и высокого статического напряя<ения сдвига, а также повышенной способности к тиксо-тропному загустеванию.

2. Для борьбы с поглощениями (колеблющийся уровень) в скважинах вязкость профилактического глинистого раствора по СПВ-5 должна быть не менее 100 сек., статическое напряжение сдвига —не менее 120 мг/см2 через 1 мин. стояния в покое. Через 10 мин. стояния раствора в покое статическое напряжение сдвига должно быть выше не менее чем в 1,5 раза.

3. Для борьбы с катастрофическим поглощением (уход раствора в пласт с шумом) следует применять глинистый раствор с растекаемостью по конусу АзНИИ 10—11 см.

4. Для снижения удельного веса глинистого раствора следует добавлять бентонитовые глины; при этом раствор должен быть химически обработанным. Количество бентонита нужно брать до 15 % от веса глины, употребляемой при приготовлении глинистого раствора, или в количествах 4—6% по весу от объема раствора.

5. Водоотдача глинистых растворов должна быть 10 см3 за 30 мин.

6. Глинистые растворы следует обрабатывать углещелочными реагентами.

7. Для снижения удельного веса раствора и закрытия встречаемых мелких трещин и дренажных каналов в профилактический глинистый раствор следует добавлять рисовую шелуху, опилки, слюду.

Количество добавляемых наполнителей следует определять в лаборатории в зависимости от растекаемости раствора по конусу АзНИИ.

Восстановление циркуляции при падении уровня в скважине

1. В случае поглощения глинистого раствора с шумом или резким снижением уровня запрещается производить восстановление циркуляции закачкой глинистого раствора. В этих случаях восстановление циркуляции следует производить только специальными смесями (гель-цементом) для закрытия встреченных трещин, дренажных каналов и каверн.

2. Буровой мастер обязан знать рецепт приготовления це-менто-глинистого раствора с добавками алебастра, технологию закачки этих смесей в скважину, проверку закачиваемых специальных растворов (гель-цементов) на растекаемость, а также начало схватывания этих растворов при различных температурах (весь процесс закачки этих растворов следует закончить в течение 70—75 % времени до начала схватывания).

3. Цемент и алебастр, поставляемые на буровую для приготовления гель-цемента, должны быть просеяны через Ъ-мм сито.

4. В состав гель-цемента нуяшо добавлять слюду в количестве 3—5 % по весу от объема специального раствора. Размер частиц слюды брать не более 5 мм.

В случае отсутствия слюды следует добавлять опилки, рисовую шелуху, просеянные через 5-мм сито. Начало схватывания гель-цемента с указанными добавками определяют при различных температурах, соответствующих интервалам поглощения.

5. Перед закачкой гель-цемента под рабочую трубу (квадрат) в бурильную трубу следует устанавливать перфорированный патрубок длиной 1 м. Размер отверстий в патрубке должен составлять 3/4 от диаметра отверстий в долоте, но не менее 15 мм.

6. Во время приготовления гель-цемента вскрытый поглощающий пласт должен быть еще пробурен на глубину до 10 м при подаче насоса на х/4 его производительности с перепуском остального раствора через холостой выкид.

7. После углубления скважины на 10 м инструмент следует поднять на 15—20 м над местом первоначального ухода и закачать из глиномешалки приготовленный гель-цемент. Количество глинистого раствора для продавки гель-цемента из бурильных труб брать из расчета объема бурильных труб за вычетом объема труб, соответствующего расстоянию от устья до сниженного уровня. К полученному объему добавить до а—1 м3 раствора для обеспечения полного вытеснения гель-цемента из бурильных труб, но не более объема, занимаемого 15 м ствола скважины. При выходе гель-цемента из бурильных труб инструмент нужно вращать и медленно подавать вниз до окончания продавки, после чего его следует приподнять на старое место. Закончив вытеснение гель-цемента и промывку труб, инструмент поднять за палец для проверки долота. После наступления конца схватывания (определенного по пробе, отобранной при начале закачки гель-цемента) следует спустить инструмент и разбурить пробку.

Читайте так же:  Возврат двд

Установка инструмента в интервале ухода приводит к поглощению всего гель-цемента и промывке его продавливаемым раствором.

8. В случае восстановления циркуляции в период закачки гель-цемента необходимо предусмотреть возможность задавки гель-цемента под давлением 10—15 ат.

9. В случае падения уровня в скважине ниже башмака кондуктора или колонны запрещается заливать раствор из самотечных чанов в устье скважины, так как это ведет к размыву обнаженных неустойчивых пород и к обвалу их, что грозит прихватом инструмента.

10. Буровой мастер обязан отметить в журнале по контролю за раствором и суточном рапорте растекаемость гель-цемента, закачанного в скважину, количество его, количество цемента с добавками, количество продавочной жидкости и глубину, на которой был установлен инструмент при закачке гель-цемента. Следует принять немедленно меры к восстановлению запасов цемента и алебастра на площадке буровой.

11. В случае повторного поглощения раствора при проработке скважины после заливки необходимо залить скважину вновь с установкой инструмента на 15—20 м.

12. При новом резком падении уровня раствора в стволе во время дальнейшего углубления скважины следует пробурить интервал до 10 м, поднять инструмент на высоту 15—20 м ‘над местом начавшегося нового ухода и провести заливку гель-цементом в соответствии с указаниями п. 7.

13. Для восстановления циркуляции нельзя заливать цемент с растекаемостью 14—16 см по конусу АзНИИ.

14. При подборе в лаборатории рецепта гель-цемента для восстановления циркуляции следует иметь для руководства ориентировочные рецепты. При приготовлении гель-цемента последовательность ввода компонентов и время перемешивания имеют большое значение.

15. В скважинах, бурящихся утяжеленными растворами, следует применять утяжеленный гель-цементный раствор с добавкой алебастра или жидкого стекла. Заливка гель-цементом меньшего удельного веса, чем удельный вес глинистого раствора, приводит к движению гель-цемента одной стороной в виде языка. После заливки в скважинах, бурящихся утяжеленным раствором, инструмент поднять.

16. Разрешается производить углубление скважины без выхода циркуляции с применением глинистого раствора растекаемостью 10—11 см в случаях затяжного характера борьбы с уходами циркуляции и при провалах инструмента на 3—5 м, происходящих до спуска кондуктора.

17. Для уменьшения удельного веса цементных растворов в скважинах, бурящихся неутяжеленными растворами, добавлять (опилки, слюду, хлопковый орешек, рисовую шелуху) в количестве до 20% от веса цемента, для чего при подборе рецепта гель-цемента в лаборатории учитывать эти добавки. Перед подбором рецепта нужно определять раздельно начало схватывания при забойной температуре цемента и алебастра.

18. При прихвате инструмента, связанным с катастрофическим поглощением на забое, и необходимости производить разворачивание последнее не производить до закачки раствора с пониженным содержанием гель-цемента для установки «моста» на забое. В противном случае будут затруднены обуривание обвалившейся породы и разворачивание инструмента вследствие беспрерывных уходов раствора. Для приготовления непрочного цементного камня берут глинистый раствор удельного веса 1,20— 1,36 г/см3 в количестве до 80% от веса цемента.

Изоляция поглощающих горизонтов намывом песка

Количество поглощаемой жидкости определяют замером ее расхода в приемном мернике или по производительности насоса.

Статический уровень жидкости определяют аппаратом Яковлева в бурильных трубах, спущенных ниже статического уровня, для чего через квадратную штангу в пространство между кондуктором и бурильными трубами закачивают промывочную жидкость до установления динамического уровня.

Песок рекомендуется закачивать при коэффициенте поглощающей способности пласта, равном 15 или более; при коэффициенте ниже 15 следует проводить обычную заливку цементом или быстро-схватывающейся смесью.

Песок закачивают через бурильные трубы, нижний конец которых необходимо установить у верхней границы зоны поглощения или на 5—10 м выше ее. Количество песка на 1 м3 закачиваемой воды устанавливают из расчета получения удельного веса пульпы (вода и песок), превышающего удельный вес промывочной жидкости, при которой был вскрыт поглощающий горизонт.

Содержание песка в пульпе может быть доведено до 30—40%. Общее количество песка в зависимости от интенсивности поглощения и величины закарстованности может быть в пределах от 100 до 500 м3 и более.

Песок следует закачивать непрерывно до появления в сква-жине циркуляции или резкого уменьшения интенсивности поглощения. После появления циркуляции закачивают цементный раствор в количестве 3—5 м3. В момент выхода цемента из труб необходимо закрыть превентер и продолжать закачку следует под давлением для большего проникновения цемента в намытый песок.

При отсутствии на устье скважины превентера необходимо размыть образовавшуюся в стволе скваяшны песчаную пробку и, не прекращая циркуляции, закачать цементный раствор, как при забойной заливке.

Процесс закачки песка в поглощающую зону осуществляется следующим образом.

В муфту бурильных труб, спущенных в скважину для закачки песка, ввинчивают ниппель бурильного замка с вваренным боковым 2” отводом, к которому присоединяется цементировочный агрегат для подачи воды. В ниппель бурильного замка (в 8-ниточную резьбу) ввинчивают воронку по типу цементировочной без штуцера и камеры для смешения цемента. К 2’‘ патрубку присоединяют цементировочный агрегат, подающий воду, а в воронку по мере закачки воды засыпают песок вручную или при помощи ленточного транспортера.

Во время закачки песка необходимо расхаживать бурильные трубы в пределах 0,5—1 м во избежание прихвата бурильных труб.

Цементный раствор закачивают через цементировочную головку, которую ввинчивают вместо ниппеля с патрубком и воронкой. После прокачки контрольной жидкости необходимо немедленно поднять инструмент.

При больших мощностях поглощающих пластов возможны повторные закачки песка, вызванные неравномерным распределением его по пласту при первой закачке.

Рецепты приготовления быстросхватывающихся смесей (БСС) и высоководных БСС для восстановления циркуляции

Расследование и учет аварий в нефтедобывающей промышленности

Аварией считается внезапная полная или частичная остановка нормального производственного процесса, обусловленная поломками или повреждениями промышленных установок, сооружений и механизмов, а также нарушением технологического режима.

Повреждения или поломка оборудования и механизмов, ликвидируемые силами обслуживающего персонала в течение 8 час. и не приводящие к замене оборудования или механизмов промышленных объектов, к авариям не относятся. В бурении все поломки бурового инструмента и подземного оборудования, оставление долот на забое скважин, отворот и прихват бурового инструмента, попадание в скважину посторонних предметов при бурении вне зависимости от времени, затраченного на ликвидацию, следует считать авариями.

Аварии всех видов разбиваются на две категории: аварии в скважине и аварии с наземным оборудованием.

К авариям в скважине относятся:
а) поломки и повреждения бурового инструмента обсадных труб, обрывы бурильных и насосно-компрессорных труб, падение в скважину посторонних предметов, а также обрывы талевых подъемных и тартальных канатов, вызвавших ловильные работы;
б) прихваты насосно-компрессорных и бурильных труб, прихваты обсадных труб, не доведенных до проектной глубины и не обеспечивающих надежного крепления скважин.

К авариям с наземным оборудованием относятся:
а) поломка и повреждения бурового, эксплуатационного и энергетического оборудования, установленного на бурящихся и эксплуатационных скважинах, в подсобных предприятиях (механических, компрессорных, нефтенасосных и др.);
б) взрывы компрессоров и их инсталляций, котлов, трапов, резервуаров, падение буровых и эксплуатационных вышек, эклипсов, мачт, треног, поломка перекачечных средств, разрывы нефтепроводов, газопроводов и других трубопроводов.

Аварии в зависимости от тяжести вызванных последствий для производства разделяются на сложные и простые.

К сложным авариям относятся аварии, вызывающие ликвидацию объекта, изменение технических проектов.

К сложным авариям могут быть отнесены следующие:
а) прихват бурильного инструмента и обсадных труб, вызвавших ликвидацию скважины или забуривание нового ствола;
б) оставление на забое скважин долот или других металлических предметов, вызвавших забуривание скважины новым стволом;
в) обвалы стенок скважины, вызвавшие забуривание новым стволом;
г) открытые фонтаны всех видов;
д) обрывы глубиннонасосных труб, оставление на забое глубинного насоса, желонки и других посторонних предметов, не извлеченных из скважин, послуживших причиной возврата на вышележащий горизонт;
е) падение или поломка вышек и эклипсов;
ж) взрыв в компрессорной станции, вызвавший замену оборудования, остановку эксплуатационных скважин на период взрыва или капитальные затраты на восстановление здания компрессорной;

з) повреждение линии электропередач, прорыв газо-нефтя-ных и воздушных трубопроводов, вызывающие потери нефти и проходки в бурении скважин;

и) взрывы котлов и других объектов, работающих под давлением, потребовавшие замены выбывшего из строя оборудования и механизмов, а также капитально-восстановительных работ;

к) повреждения электромеханического оборудования, вызвавшие капитальный ремонт и переоборудование этих объектов.

Извещения об авариях

Извещения о всех сложных авариях и авариях с человеческими жертвами посылаются немедленно (по телеграфу или телефону):
а) руководителям предприятия — в трест и районную инспекцию Госгортехнадзора;
б) трестом — в объединение;
в) горно-техническим инспектором — в соответствующую ГГТИ, последний — в главную ГГГИ.

В извещениях указываются дата аварии, место аварии (промысел, разведка, предприятия), номер бурящейся или эксплуатирующейся скважины, наименование цеха, характер аварии (прихват или полет инструмента, обрыв труб, фонтан нефтяной или газовый и т. д.), принятые меры по ликвидации аварии и другие важные сведения, которые по обстоятельствам дела необходимо сообщить.

Извещения о сложных авариях и об авариях с человеческими жертвами руководители предприятий посылают также органам местной прокуратуры, МВД и техническому инспектору ЦК профсоюза нефтяников.

Порядок расследования аварий
1. Все происшедшие аварии подлежат расследованию в течение 24 час. с момента возникновения, о чем составляется акт (по форме № 1, 2 и 3).
2. Сложные аварии расследуются комиссией в составе главного инженера предприятия, начальника аварийного объекта, представителя государственной горно-технической инспекции и начальника спецотдела. По мере надобности в комиссию по расследованию привлекаются представители Котлонадзора, пожарной охраны и газоспасательной части, эксперты и представители других заинтересованных организаций.
3. Аварии, не относящиеся к категориям сложных, расследуются комиссией в составе инженера участка, разведки или цеха, механика, мастера или бригадира аварийного объекта.
4. Комиссии, расследовавшие аварии, обязаны:
а) проводить расследование в присутствии работников, во время дежурства которых произошла авария;
б) установить действительные организационные и технические причины, вызвавшие аварию;
в) установить конкретных виновников аварии и рекомендовать меры воздействия в отношении их;
г) наметить необходимые мероприятия для ликвидации аварии и мероприятия по предупреждению подобных аварий в дальнейшем.
5. По каждой совершившейся аварии главный инженер предприятия принимает меры, обеспечивающие ликвидацию ее в кратчайший срок, для чего:
а) составляет план ликвидации аварии, в котором должны быть конкретные мероприятия, способствующие ликвидации данной аварии, сроки проведения ликвидационных работ, мероприятия для избежания несчастных случаев и осложнений;
б) назначает работника, ответственного за проведение плана работ по ликвидации аварии;
в) обеспечивает контроль за ходом работ по ликвидации аварии и необходимую помощь в выполнении плана работ по ликвидации аварии.
6. Управляющий или главный инженер треста обязаны рассматривать каждый акт комиссии по расследованию аварии в бурении и принимать конкретные решения о мерах по ее ликвидации, предотвращению аварий в дальнейшем и привлечению к ответственности лиц, виновных в авариях.