Правила ведения ремонтных работ в скважинах

 

  Общие положения

 

1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в сква­жинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

1.2. При проведении ремонтных работ должны со­блюдаться требования безопасности и охраны окру­жающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначе­ния подразделяют на капитальные (КРС), включаю­щие работы по повышению производительности до­бывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты.

1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и из­менение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в пе­риод ремонтных работ и после их завершения.

1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, оста­новленные, а также при различных способах воздей­ствия на пласт), эти работы поручают ремонтной служ­бе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометри­ческих, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетатель­ных газовых скважин имеет свои особенности, и про­водят его как ремонт газовых скважин.

1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудован­ных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специ­альных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин произво­дят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготов­кой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

1.8. При ремонте скважин, содержащих в продук­ции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, рег­ламентированные специальными документами.

1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, со­держащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной сре­де при установленных проектом параметрах.

1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Ис­ключение составляют аварийные ситуации с после­дующим оповещением вышестоящей организации.

 

 

Исследование скважин

 

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геоло­гом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидро­динамических исследований в скважинах. Виды тех­нологических операций приведены в табл. 1.

2.1.2. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследова­ниями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу)

.

2.2. Геофизические исследования

2.2.1. Комплекс геофизических исследований в за­висимости от категории скважин, условий проведе­ния измерений и решаемых задач, а также оформле­ние заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД и его приложениях.

2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок опре­деляется в соответствии с РД.

2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения до­полнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от кон­кретных геолого-технических условий по взаимно со­гласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

Таблица 1

Виды технологических операций

 

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Гидроиспытание колонны     Поинтервальные гидроиспытания колонны           Снижение и восстановление уровня жидкости       Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне   Прокачивание индикатора (красителя)

Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для Гидроиспытания, величина устьевого давления Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании   Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине   Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости   Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

 

2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статичес­кого уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности за­боя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, ко­торые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния це­ментного камня за колонной, размеров нарушений ко­лонны, — передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч — в письменном виде. В заключении геофизического пред­приятия приводятся результаты ранее проведенных ис­следований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих ис­следований, указываются причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1. Перед началом геофизических работ сква­жину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2.2.5.2. Основная цель исследования — определение источников обводнения продукции скважины.

2.2.5.3. При выявлении источников обводнения про­дукции в действующих скважинах исследования вклю­чают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходо­мерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс иссле­дований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализа­ции воды в продукции 100 г/л и более в качестве до­полнительных работ проводят исследования импульс­ными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуа­тируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи ре­шаются ИНМ по изменениям до, и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в ком­плексе с исследованиями высокочувствительным тер­мометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комп­лекс при исследовании пластов с подошвенной во­дой, частично вскрытых перфорацией, при минера­лизации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации — подтягиванию подо­швенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и ве­личины коэффициента остаточной нефтенасыщенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют ис­следованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минера­лизации. По результатам измерения параметра време­ни жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м³ ра­створа на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, пред­ставляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам гео­физических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувстви­тельным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить сте­пень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добываю­щих скважин.

   2.2.6.1. Если объектом исследования является ин­тервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью вы­явления мест нарушения герметичности обсадной ко­лонны, выделения интервала поступления воды к ме­сту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя сква­жины, положения интервала перфорации, техноло­гического оборудования, определения уровня жидко­сти в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной ко­лонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в ин­тервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компо­новки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радио­активных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цемент­ного кольца за эксплуатационной колонной, кондук­тором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравни­тельных измерений до, и после проведения изоляци­онных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обса­женных скважин получению достоверной информа­ции будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ.

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерирующих устройств), интервала и толщины от­ложения парафина, положения статического и дина­мического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является иссле­дование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излу­чения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте на­гнетательных скважин в интервале объекта разработ­ки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения от­дельных пластов. Эти задачи решают замером высоко­чувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пре­делами интервала перфорации, может быть установ­лен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увели­чения и восстановления производительности и при­емистости, выравнивания профиля приемистости, до­полнительной перфорации оценивают по сопоставле­нию замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необхо­димо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и кон­троля за состоянием колонны применяют локатор

муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт со­единений и веществ, которые отличаются по нейт­ронным параметрам от скелета породы и насыщаю­щей ее жидкости, дополнительно проводят исследо­вания ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ про­водят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонт­ных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки — снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны — результаты испытания ее на герметичность гидроис­пытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в сква­жину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие вы­хода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонт­ных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ ус­танавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колон­ной или исправлении качества цементирования — путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков — ис­следованиями методами термометрии. Признаком ус­транения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в дей­ствующей скважине или при воздействии на нее.

 

Обследование технического состояния эксплуа­тационной колонны

 

2.3.1. Спускают до забоя скважины свинцовую полномерную конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфи­гурации нарушения.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп. 2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4. Для определения формы и размеров повреж­денного участка обсадной колонны используют боко­вые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны приме­няют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, про­водятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласо­ванному с противофонтанной службой.

 

Глушение скважин

 

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глу­шению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гид­ростатического, но в которых согласно расчетам со­храняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения опреде­ляют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходи­мыми требованиями.

3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидко­сти глушения от проектных величин приведены в табл. 2.

3.1.2.3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллек­тор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твер­дыми частицами.

3.1.2.4. Фильтрат жидкости глушения должен обла­дать ингибирующим действием на глинистые части­цы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

3.1.2.5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капил­лярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жид­кость глушения — пластовый флюид».

3.1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

3.1.2.7. Вязкостные структурно-механические свой­ства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

3.1.2.8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудо­вание. Скорость коррозии стали не должна превышать 0, 10-0, 12 мм/год.

3.1.2.9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоус­тойчивой в зимних условиях.

3.1.2.10. Жидкость глушения должна быть не горю­чей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

 Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

Таблица 2

 

Глубина скважины	Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3
	До 1300	1300-1800	Более 1800
До 1200 До 2600 До 4000	20 10 5	15 10 5	10 5 5

 

3.1.2.11. Жидкость глушения должна быть техноло­гична в приготовлении и использовании.

3.1.2.12. Технологические свойства жидкости глуше­ния должны регулироваться.

3.1.2.13. На месторождениях с наличием сероводо­рода жидкости глушения должны содержать нейтра­лизатор сероводорода.

3.1.2.14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минераль­ных солей, на углеводородной основе, пены) в зави­симости от горно-геологических и технических усло­вий работы скважины, а также способов их приго­товления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения [5], а также РД [б].

3.1.3. Подготовительные работы.

3.1.3.1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.

3.1.3.2. Определяют величину текущего пластового давления.

3.1.3.3. Рассчитывают требуемую плотность жидко­сти глушения и определяют необходимое ее количе­ство.

3.1.3.4. Готовят требуемый объем жидкости соот­ветствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-тех­нических условий (но не менее одного объема сква­жины).

3.1.3.5. Останавливают скважину, производят ее раз­рядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

3.1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, про­изводят обвязку оборудования и гидроиспытание на­гнетательной линии давления, превышающего ожи­даемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

3.1.4. Проведение процесса глушения.

3.1.4.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при пол­ной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не до­пустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

3.1.4.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагне­тательных скважин производят закачиванием жидко­сти глушения методом прямой или обратной промыв­ки эксплуатационной колонны до выхода циркуляци­онной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обес­печения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

3.1.4.3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сби­вания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, рав­ный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

3.1.4.4. В скважинах с низкой приемистостью плас­тов глушение производят в два этапа. Вначале жид­кость глушения замещают до глубины установки на­соса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидко­стей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

3.1.4.5. При глушении скважин, которые можно глу­шить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидко­сти глушения, равной объему лифтового оборудова­ния. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

3.1.4.6. В случае глушения скважин с высоким газо­вым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону филь­тра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемо­сти ПЗП.

3.1.4.7. При обнаружении нефтегазопроявлений не­обходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с пла­ном ликвидации аварий. Возобновление работ разре­шается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреж­дению его повторения.

 

Передислокация оборудования и ремонтной бри­гады

 

3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепро­мысловых дорог на участке переброски оборудования.

3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

3.2.3. Для проведения ремонтных работ около сква­жины необходимо устроить рабочую площадку, мост­ки и стеллажи для труб и штанг.

3.3 Подготовка устья скважины

3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря распо­лагают с учетом правил обустройства скважин.

3.3.2. Перед разборкой устьевой арматуры скважи­ны давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.

3.3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с пла­ном производства работ, а скважина — заглушена.

3.3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и орга­нами Госгортехнадзора.

3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.

3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.

3.3.7. Расставляют оборудование.

3.3.8. Производят монтаж мачты.

 

Подготовка труб

 

3.4.1. Общие положения.

3.4.1.1. Приемку и подготовку труб, предназначен­ных для ремонта скважин, производят службы труб­ного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).

Таблица 3

 

Диаметр колонны, мм
Обсадной	Бурильной	Обсадной	бурильной
114 127 140 146 168 178 178 194 194	60 60 73 73 89 89 102 102 114	219 219 219 245 245 245 273 140 299 и более	114 127 140 114 127 140 127 140 140

 

3.4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осу­ществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631—75, с замками по ГОСТ 5286—75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения при­ведены в табл. 3.

3.4.1.3. Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых стволов производят анало­гично расчету колонн для бурения наклонно направ­ленных скважин. Кроме того, перед зарезкой нового ствола состояние бурильных труб проверяют существу­ющими методами контроля.

3.4.1.4. Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежденных участков колонны, крепле­ния вторых стволов, производят в соответствии с дей­ствующими руководящими документами.

3.4.1.5. При проведении ремонтных работ допуска­ется использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами и в условиях сероводородной агрессии.

3.4.1.6. Проведение гидроиспытаний труб (буриль­ных и НКТ) перед ремонтными работами обязатель­но. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных в действу­ющих РД и нормативно-технических документах.

3.4.1.7. Транспортирование труб на скважину про­изводят на специальном транспорте. Резьбовые соеди­нения труб должны быть защищены предохранитель­ными кольцами и пробками.

3.4.1.8. В процессе подготовки труб проверяют состо­яние их поверхности, муфт и резьбовых соединений.

3.4.1.9. При шаблонировании труб в случае задерж­ки шаблона трубу следует забраковать.

3.4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.

3.4.1.11. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами.

3.4.1.12. Не допускается использование переводни­ков и узлов с проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофи­зических приборов.

3.4.1.13. Подъемные патрубки и переводники долж­ны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.

  

 Капитальный ремонт скважин

 

 4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

 

4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатацион­ной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушевидных фрезеров.

4.1.2. Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр после­дующего справочного инструмента должен быть уве­личен не более чем на 3—5 мм.

4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 .Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).

4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колон­ны с использованием грушевидных фрезеров произ­водят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавны­ми наплавками на их боковой поверхности.

4.1.5. Контроль качества работ производят с помо­щью оправочного инструмента, диаметр которого обес­печивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

 

Ремонтно-изоляционные работы

 

4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интер­валов.

4.2.1.1. Изоляционные работы по п.4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установ­ки пакера через общий фильтр или с установкой съем­ного или разбуриваемого пакера через фильтр отклю­чаемого пласта:

1) производят глушение скважины;

2) спускают НКТ с «пером» или пакером (съем­ным или разбуриваемым);

3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению ниж­них продуктивных пластов (заполняют ствол скважи­ны в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта пес­ком, глиной или вязкоупругим составом, устанавли­вают цементный мост или взрыв-пакер);

4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м³/(ч • М Па), про­водят работы по увеличению приемистости изолируе­мого интервала (например, обработку соляной кисло­той);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора;

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал префорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

4.2.1.2. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с раз­личными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществля­ют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводят­ся в соответствии с РД, регламентирующим приме­нение конкретных изоляционных составов.

4.2.1.3. Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или поли­мерной основе.

4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца.

 4.2.2.1. Производят глушение скважины (см. п.3.1).

4.2.2.2. Оборудуют устье скважины с учетом возмож­ности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

4.2.2.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование

4.2.2.4. Проводят комплекс геофизических и гидро­динамических исследований.

4.2.2.5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направле­ние движения потока, а также степень отдачи плас­том поглощенной жидкости.

4.2.2.6. Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

Таблица 4

Выбор осевой нагрузки на оправочное долото в зависимости

от размеров обсадных и бурильных труб

 

Диаметр обсадной колонны, мм	114	127-146	168	219	245
Диаметр бурильных труб, мм	60 или 73	73	89	114	140
Осевая нагрузка, кН	5-10	10-20	10-40	20-50	30-50

 

1) величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

2) глубину расположения центраторов и других эле­ментов технологической оснастки обсадной колонны;

3) температуру и пластовое давление;

4) тип горных пород;

5) давление  гидроразрыва;

6) дебит скважины;

7) содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

8) химический состав изолируемого флюида.

4.2.2.7. Проверяют скважину на заполнение и опре­деляют приемистость дефектной части крепи при ус­тановившемся режиме подачи жидкости.

4.2.2.8. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости в соответствии с РД[7].

   4.2.2.9. За 3-5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в усло­виях ожидаемых температуры и давления. Время нача­ла загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности тех­нологического процесса.

4.2.2.10. При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного над продуктивным пла­стом, проводят дополнительные подготовительные операции.

4.2.2.11. Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

   4.2.2.12. Перекрывают интервал перфорации (в ин­тервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной проб­кой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

4.2.2.13. Если тампонирование проводят через экс­плуатационный фильтр, то его перекрывают песча­ной пробкой из расчета, что 1 м верхней части филь­тра остается неперекрытым.

4.2.2.14. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

   4.2.2.15. Определяют приемистость изолируемого объекта.

4.2.2.16. Спускают и устанавливают башмак зали­вочной колонны в зависимости от приемистости объек­та:

1) при приемистости  1.5 м³/(ч · МПа) – на 20 м выше спецотверстий;

2) при приемистости менее 1,5 м³/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

4.2.2.17. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

4.2.2.18. Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

1) при приемистости скважины до 2 м^з/(ч•МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

2) при приемистости более 2 м³/(ч • МПа) предва­рительно снижают интенсивность поглощения с при­менением различных наполнителей.

4.2.2.19. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

4.2.2.20. Разбуривают цементный мост.

4.2.2.21. Вымывают из скважины песчаную пробку.

4.2.2.22. Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

4.2.2.23. При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного ниже эксплуатацион­ного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфораци­онные отверстия.

4.2.2.24. Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавли­вают на 1,0—1,5 м ниже фильтра.

4.2.2.25. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

4.2.2.26. После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ об­ратной промывкой, поднимают НКТ на 50—100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

4.2.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процес­се бурения скважины;

4.2.3.2. Останавливают скважину и определяют ди­намику восстановления давления в межколонном про­странстве.

4.2.3.3. Производят глушение скважины.

4.2.3.5. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цемент­ного кольца за обсадной колонной.

4.2.3.6. Устанавливают цементный мост над интер­валом перфорации и по истечении срока ОЗЦ прове­ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

4.2.3.8. При наличии зон поглощений проводят изо­ляционные работы для снижения их интенсивности.

4.2.3.9. Выбирают тип тампонажного материала в за­висимости от интенсивности поглощения с учетом гео­лого-технических и температурных условий. В скважи­нах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

4.2.3.10. При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

4.2.3.11. Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным коль­цом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполните­лями закачивают в заколонное пространство с устья.

4.2.3.12. Комбинированное тампонирование при­меняют в случаях, когда перед прямым тампониро­ванием не удается восстановить циркуляцию из-за на­личия в разрезе одной или нескольких зон поглоще­ний. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вто­рую — обратным.

4.2.3.14. В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, про­изводят дальнейшие работы по ликвидации негерме­тичности с применением стальных гофрированных пластырей.

 

Устранение негерметичности обсадной колонны

 

4.3.1. Тампонирование

4.3.1.1. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных де­фектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цемен­тирования) [7].

4.3.1.2. Останавливают и глушат скважину. Прово­дят исследования скважины.

4.3.1.3. Проводят обследование обсадной колонны.

4.3.1.4. Выбирают технологическую схему проведе­ния операции, тип и объем тампонажного материала.

4.3.1.5. Ликвидацию каналов негерметичности со­единительных узлов производят тампонированием под давлением.

4.3.1.6. В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

4.3.1.7. Технологию тампонирования негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.8. В качестве тампонирующих материалов исполь­зуют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

4.3.1.9. Использование цементных растворов для работ по п.4.3.1.1 запрещается.

4.3.1.10. Тампонирование под давлением с отстава­нием тампонажного моста производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.11. В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность вы­явлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанав­ливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала ис­пользуют гелеобразующие составы.

4.3.1.12. При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

4.3.1.13. В случае если в процессе эксплуатации на­блюдались межколонные проявления, после отклю­чения интервала перфорации башмак НКТ устанав­ливают на 200-300 м выше нижней границы предпо­лагаемого интервала негерметичности.

4.3.1.14. В случае если величина межколонного дав­ления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих ма­териалов допускается использование отверждающихся составов.

4.3.1.15. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

4.3.1.16. Ликвидацию каналов негерметичности в стыковочных устройствах в муфтах ступенчатого це­ментирования производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.17. Изоляцию сквозных дефектов обсадных ко­лонн осуществляют, если:

1) замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

2) зона нарушения обсадной колонны расположе­на более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цемент­ный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

4.3.1.18. При наличии в колонне нескольких дефек­тов тампонирование каждого дефекта производят пос­ледовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

4.3.1.19. При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

4.3.1.20. При приемистости 0,5 м³/(ч • МПа) в каче­стве тампонажного материала используют полимер­ные материалы в соответствии с РД [7].

4.3.1.21. При тампонировании под давлением лиш­ний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

4.3.1.22. На период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

4.3.1.23. Определяют местоположение установлен­ного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

4.3.1.24. Перекрытие дефекта обсадной колонны тру­бами меньшего диаметра производят в случаях, если:

1) замена дефектной части обсадной колонны тех­нически невозможна;

2) метод тампонирования не обеспечивает необхо­димой герметичности обсадной колонны;

3) обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или эко­номически нецелесообразно;

4) по условиям эксплуатации скважины допуска­ется уменьшение проходного сечения колонны.

4.3.1.25. Оценка качества работы:

1) при оценке качества изоляционных работ руко­водствуются действующим РД. При испытании отре­монтированного интервала газом межколонные про­явления должны отсутствовать;

2) качество РИР без отключения перфорирован­ной зоны оценивают по результатам изменения меж­колонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

3) при определении показателя долговечности (сред­него срока службы изолирующего тампона) устанав­ливают ежемесячный контроль за эксплуатацией сква­жин.

Установка стальных пластырей

4.3.2.1. Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герме­тичность эксплуатационной обсадной колонны при из­быточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрес­сии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сва­ренный на производственной базе, а также секцион­ный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

4.3.2.2. Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями РД [8]. Предусматри­вается следующая последовательность операций:

4.3.2.2.1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

4.3.2.2.2. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

4.3.2.2.3. При необходимости доставляют на сква­жину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъ­емностью на 250 кН выше усилия, создаваемого ве­сом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

4.3.2.2.4. Производят гидроиспытания труб на из­быточное давление не менее 15 МПа с одновремен­ным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

4.3.2.2.5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

1) геофизическими методами — интервал наруше­ния;

2) поинтервальным гидроиспытанием с приме­нением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

3) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

4.3.2.2.6. Очищают внутреннюю поверхность обсад­ной колонны в интервале ремонта от загрязнений гид­равлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

4.3.2.2.7. Производят шаблонирование обсадной ко­лонны:

1) в колонне диаметром 146 мм используют шаб­лон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

2) в колонне диаметром 168 мм используют шаб­лон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

3) для шаблонирования участка колонны, распо­ложенного ниже ранее установленного пластыря, муф­ты МСУ или другого сужения ствола скважины, мо­жет быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

4.3.2.2.8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью из­мерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

4.3.2.2.9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготови­тельные работы на каждом из них проводят последо­вательно в соответствии с пп. 4.3.2.2.5-4.3.2.2.8.

4.3.2.2.10. Сборку и подготовку устройства для зап­рессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного об­служивания.

4.3.2.2.11. Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуа­тационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

4.3.2.2.12. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пла­стыри при их разгрузке с автомашины.

4.3.2.2.13. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

4.3.2.2.14. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

4.3.2.2.15. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м боль­ше длины повреждения. В большинстве случаев исполь­зуются пластыри стандартной длины (9 м), при необ­ходимости — удлиненные сварные.

4.3.2.2.16. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из ре­зультатов замеров внутреннего периметра обсадной ко­лонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

4.3.2.2.17. На производственной базе и перед спус­ком в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

4.3.2.2.18. Технология установки стального пласты­ря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

1) на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

2) дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

3) соединяют нагнетательную линию со спущен­ной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят зап­рессовку пластыря;

4) приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

5) не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повто­ряют;

6) поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

4.3.2.2.19. Оценку качества работ производят в со­ответствии с требованиями действующей инструкции.

 

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

 

4.4.1. Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

4.4.1.1. Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, приме­няют следующие технические приспособления и ма­териалы:

1) установка фильтров;

2) заполнение заколонного пространства гранули­рованными материалами или отсортированным пес­ком;

3) термические и термохимические способы;

4) металлизация;

5) синтетические полимеры;

6) песчано-смолистые составы;

7) пеноцементы.

4.4.1.2. Крепление призабойной зоны с использо­ванием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением зако­лонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсор­тированным кварцевым песком.

4.4.2. Выбор и подготовку скважин для ремонта осу­ществляют в соответствии с действующим РД по тех­нологии крепления призабойной зоны.

4.4.3. Подготовительные работы.

4.4.3.1. Определяют температуру в зоне тампониро­вания.

4.4.3.2. Определяют содержание механических при­месей в продукции.

4.4.3.3. Определяют дебит и содержание воды в про­дукции.

4.4.3.4. В зависимости от температуры в зоне тампо­нирования выбирают соответствующий материал.

4.4.3.5. Устанавливают на скважине емкость с пере­мешивающим устройством для приготовления и на­копления тампонажного раствора, подъемные сред­ства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агре­гат ЦА-320 М.

4.4.3.6. Останавливают и глушат скважину.

4.4.3.7. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

4.4.3.8. Если в процессе промывки скважины на­блюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намы­вают песок до восстановления циркуляции, при обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

4.4.3.9. Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В слу­чае необходимости проводят мероприятия по увели­чению приемистости скважины.

4.4.3.10. Подготавливают в емкости с перемешива­ющим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

4.4.3.11. Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

4.4.3.12. Устанавливают продолжительность эффек­та по содержанию механических примесей в добывае­мой продукции сразу после проведения работ и пери­одически, не менее трех раз в месяц.

 

 

Устранение аварий допущенных в процессе экс­плуатации скважин

 

4.5.1. Подготовительные работы.

4.5.1.1. Составляют план ликвидации аварии. В пла­не предусматривают меры, предупреждающие возник­новение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

4.5.1.2. План ликвидации аварии с учетом возмож­ности возникновения проявлений и открытых фонта­нов согласуют с противофонтанной службой и утвер­ждают главным инженером предприятия.

4.5.1.3. Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

4.5.1.4. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п.

4.5.1.5. При спуске ловильного инструмента все со­единения бурильных труб должны закрепляться ма­шинными или автоматическими ключами.

4.5.1.6. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также против про­ницаемых нефтепродуктивных пластов.

4.5.2. При расхаживании прихваченных НКТ нагруз­ки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы про­изводят по специальному плану.

4.5.2.1. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (тор­педы, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по спе­циальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

4.5.2.2. При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление стол­ба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При веро­ятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным про­странством с соблюдением специальных мер безо­пасности.

4.5.3. Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении сле­дующих операций:

1) спускают свинцовую печать и определяют со­стояние оборванного конца трубы;

2) в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

4.5.4. Извлечение прихваченных цементом труб про­изводят в следующей последовательности. Отворачи­вают и поднимают свободные от цемента трубы. Затем обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец оста­ющейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезеро­вание труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

4.5.5. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы — внутренними тру­борезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

4.5.6. Извлечение из скважины отдельных предме­тов осуществляют после предварительного обследова­ния свинцовыми печатями характера и места их на­хождения. В качестве ловильного инструмента приме­няют труболовки, колокола, метчики, овершот, магнитные фрезеры, фрезеры-пауки. Ловильные ра­боты производят с промывкой. Извлекаемые предме­ты предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными ин­струментами и поднимают из скважины.

4.5.7. Извлекают из скважины канат, кабель и про­волоку при помощи удочки, крючка и т.п. Спускае­мые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.

4.5.8. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологи­ческой службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руко­водство предприятия.

 

Перевод на другие горизонты и приобщение пла­стов

 

4.6.1. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтя­ных месторождений.

4.6.2. Перед переходом на другие горизонты и при­общением пластов проводят геофизические исследо­вания для оценки нефтеводонасыщенности продук­тивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными плас­тами.

4.6.3. Ремонтные работы по переходу на другие го­ризонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

4.6.3.1. Для перехода на верхний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от нижнего (50—100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использо­ваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

4.6.3.2. Для перехода на нижний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от верхнего, прово­дят ремонтные работы по технологии отключения вер­хнего пласта.

4.6.3.3. Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения ниж­них пластов.

4.6.3.4. Для отключения нижнего перфорированно­го горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки пес­ком, а также установки разбуриваемых пакеров само­стоятельно или в сочетании с цементным мостом.

4.6.3.5. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негер­метичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

4.6.3.6. Метод установки цементного моста приме­няют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии по­глощения).

4.6.3.7. Метод засыпки песком применяют при гер­метичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный го­ризонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10—20 м ниже отключаемого горизонта).

4.6.3.8. Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низ­ком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

4.6.3.9. При отключении нижнего горизонта мето­дом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемис­тости пласта до 2 м³/(ч • МПа) и цементный раствор и его модификации — при приемистости более 2м³/(ч . МПа).

4.6.3.10. Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по тех­нологии отключения верхних пластов.

4.6.3.10.1. Для отключения верхних пластов исполь­зуют методы тампонирования под давлением, уста­новки металлических пластырей и сочетание этих ме­тодов.

4.6.3.10.2. Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале пер­форации отключаемого горизонта.

4.6.3.10.3. Метод установки металлических пласты­рей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков раз­рушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

4.6.3.10.4. Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей при­меняют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

4.6.3.11. При отключении верхних горизонтов с це­лью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характе­ристики пласта.

 

 Перевод скважин на использование по другому назначению

 

4.7.1. Перевод скважин из одной категории в дру­гую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.

4.7.2. Работы по переводу скважин из одной катего­рии в другую осуществляются при полном соблюде­нии мер, предусмотренных технологическими схема­ми и проектами разработки месторождений.

4.7.3. Работы по переводу скважин для использова­ния по другому назначению производят по плану, со­ставленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утверж­денному нефтегазодобывающим предприятием.

4.7.4. В план работ по переводу скважин для исполь­зования по другому назначению включают следующие оценочные работы.

4.7.4.1. Определение герметичности эксплуатацион­ной колонны.

4.7.4.2. Определение высоты подъема и качества це­мента за колонной.

4.7.4.3. Определение наличия заколонных перетоков.

4.7.4.4. Оценка опасности коррозионного разруше­ния внутренней и наружной поверхностей обсадных труб.

4.7.4.5. В случае обнаружения дефектов эксплуата­ционной колонны предусматривают ремонтные рабо­ты в соответствии с п. 4.3.

4.7.4.6. Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидко­сти по толщине пласта с помощью РГД.

4.7.4.7. Оценка нефтенасыщенности пласта геофи­зическими методами.

4.7.4.8. Излив в коллектор жидкости глушения сква­жины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины.

4.7.4.9. Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

4.7.5. Освоение скважины по п. 4.7.4.9 осуществля­ют в следующем порядке:

4.7.5.1. В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП в соответствии с работами поп. 4.9.

4.7.5.2. Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.

4.7.5.3. Производят выбор скважинного оборудова­ния (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта.

4.7.5.4. Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.

4.7.6. При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отноше­нию к пласту, в котором велось закачивание воды.

4.7.7. На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских прибо­ров и аппаратуры.

 

Зарезка новых стволов

 

4.8.1. Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР техни­чески невозможно или экономически нерентабельно.

4.8.2. Подготовительные работы.

4.8.2.1. Производят обследование обсадной колон­ны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10-12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

4.8.2.2. Спускают и проверяют проходимость шаб­лона для установления возможности спуска отклонителя. Диаметр шаблона D_ш  и длину шаблона L_ш опре­деляют следующим образом:

D_ш = Dо + 10...12 мм;

L_ш = Lо + 300...400 мм,

 

где Dо — наибольший диаметр отклонителя, мм; Lо — длина отклонителя, мм.

4.8.2.3. Производят отбивку муфт с помощью лока­тора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания «окна» и установки цементного моста.

4.8.2.4. Устанавливают цементный мост высотой 5—6 м из условия расположения его верхней части на 0,5—1,0 м выше муфтового соединения.

4.8.2.5. Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсад­ной колонны до глубины установки цементного моста.

4.8.2.6. Проверяют герметичность обсадной колон­ны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб.

4.8.2.7. Спускают на бурильных трубах отклонитель со скоростью не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спус­кного клина. Спуск отклонителя до головы моста кон­тролируют по показаниям индикатора массы (2-3 де­ления). При осевой нагрузке 30—40 кН срезают ниж­нюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осе­вой нагрузки до 100 кН срезают верхние болты, осво­бождают и поднимают спускной клин.

4.8.3. Технология прорезания «окна» в обсадной ко­лонне.

4.8.3.1. Спускают на бурильных трубах райбер, ар­мированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10—15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна».

4.8.3.2. Производят прорезание колонны при вра­щении бурильного инструмента со скоростью 45-80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производитель­ность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки сле­дует постепенно увеличивать от 5 кН, в период прира­ботки райбера, до 50 кН, при вскрытии «окна», а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьша­ют до 10-20 кН.

4.8.3.3. Оптимальную осевую нагрузку при выреза­нии «окна» выбирают в зависимости от диаметра рай­бера, и она должна составлять 2 кН на каждые 100 мм диаметра райбера.

4.8.3.4. О полном вскрытии «окна» в обсадной ко­лонне судят по показаниям индикатора массы и ма­нометра, установленного на манифольдной линии (давление резко повышается).

4.8.3.5. Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы.

4.8.4. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, приняты для данного геологического раз­реза.

 

Работы по интенсификации добычи нефти

 

4.9.1. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

4.9.1.1. Общие положения

4.9.1.1.1. ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

4.9.1.1.2. Выбор способа ОПЗ осуществляют на ос­нове изучения причин низкой продуктивности сква­жин с учетом физико-химических свойств пород пла­ста-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических ис­следований по оценке фильтрационных характерис­тик ПЗП (РД [1]).

4.9.1.1.3. ОПЗ проводят только в технически исправ­ных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями (см. раздел 2).

4.9.1.1.4. Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геоло­гические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом раз­работки месторождения, действующими инструкци­ями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

4.9.1.1.5. Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

1) в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

2) в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее

0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

4.9.1.1.6. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

4.9.1.1.7. После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

4.9.1.1.8. Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

1) кислотные ванны;

2) промывку пеной или раствором ПАВ;

3) гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

4) циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;

6) воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

8) воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

4.9.1.2. Кислотная обработка

4.9.1.2.1. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

4.9.1.2.2. Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

4.9.1.2.3. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

4.9.1.2.4. При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

4.9.1.2.5. В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

2) для приготовления загущенной кислоты в ра­створ соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

4.9.1.2.6. Обработку карбонатных коллекторов в сква­жинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первич­ные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концент­рации.

4.9.1.2.7. Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воз­действия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, про­ницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

4.9.1.2.8. Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загряз­ненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо ис­пользование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м³ ра­створа на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

4.9.1.2.9. Для обработки коллекторов, представлен­ных ангидритами, используют соляно-кислотные ра­створы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

4.9.1.2.10. Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД [9].

Таблица 5

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от

проницаемости пласта-коллектора и количества

обработок

 

	Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта
Количество	Тип коллектора
Обработок	Поровый
	Малопроницаемый	Высокопроницаемый	Трещинный
Одна Две и более	0.4-0.6 0.6-1.6	0.6-1.0 1.0-1.5	0.6-0.8 1.0-1.5

 

Примечание. 1. Продолжительность выдерживания кислотного ра­створа зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламенти­ровано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активно­сти) кислоты.

 

 

4.9.1.2.11. Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С.

4.9.1.2.12. Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

4.9.1.2.13. Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состо­ящего из термохимической и обычной кислотной об­работок под давлением.

4.9.1.2.14. Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кисло­ты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

4.9.1.3. Гидропескоструйная перфорация

4.9.1.3.1. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

4.9.1.3.2. Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

4.9.1.3.3. Различают два варианта ГПП — точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществ­ляют при движении перфорационного устройства.

4.9.1.3.4. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

4.9.1.3.5. При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

4.9.1.3.6. В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

4.9.1.3.7. Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -— не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

4.9.1.3.8. Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

1) при диаметре насадки 6 мм — от 10 до 12 МПа;

2) при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

4.9.1.3.10. При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

4.9.1.3.11. После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

4.9.1.4. Виброобработка

4.9.1.4.1. Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

4.9.1.4.2. Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

4.9.1.4.3. Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

4.9.1.4.4. Величину гидравлического импульса опре­деляют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

4.9.1.4.5. В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта.

4.9.1.5. Термообработка

4.9.1.5.1. Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

4.9.1.5.2. При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева); при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

4.9.1.5.3. Выбор метода теплообработки осуществ­ляют в зависимости от конкретных геолого-промыс­ловых условий:

1) метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

2) при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

3) при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

4.9.1.6. Воздействие давлением пороховых газов

4.9.1.6.1. Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм² и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в кол­лекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

4.9.1.6.2. Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

4.9.1.6.2.1. Аппараты АСГ 105 К применяют в обса­женных скважинах с минимальным проходным диа­метром 122 мм при температуре до 80 °С и гидроста­тическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

4.9.1.6.2.2. Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 "С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

4.9.1.6.3. Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газо­жидкостной среде.

4.9.1.6.4. При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвиж­кой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу. Замеря­ют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

4.9.1.6.5. После спуска генератора на заданную глу­бину каротажный кабель закрепляют на устье сква­жины.

4.9.1.6.6. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

4.9.1.6.7. При толщине пласта свыше 20 м произво­дят многократное сжигание пороховых зарядов.

   4.9.1.6.8. При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

4.9.1.6.9. Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный при­бор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

4.9.2. Гидравлический разрыв пласта

4.9.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) при­меняют для воздействия на плотные низкопроницае­мые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологи­ческих характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

4.9.2.2. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 × 10^-3 мкм².

4.9.2.3. Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего мате­риала необходимо определить оптимальную длину тре­щины в зависимости от проницаемости пласта с уче­том радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проница­емости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L не­обходимо учитывать радиус зоны дренирования сква­жины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

4.9.2.4. В коллекторах толщиной свыше 30 м про­цесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

4.9.2.5. В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на от­дельные объекты применяют селективный ГРП.

4.9.2.6. С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

4.9.2.7. В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракциониро­ванный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 рас­клинивающие материалы (проппанты).

4.9.2.8. Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свой­ствах полимерных водных и углеводородных систем, методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГРПР [10].

Таблица 6

Зависимость оптимальной полудлины трещины

от проницаемости пласта

 

k 10-3 мкм2	100	10	1	0.5	0.1	0.05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

 

4.9.2.9. Выбор типа жидкости гидроразрыва осуще­ствляется в соответствии с пластовыми условиями (ли­тологии, температуры, давления и т.п.). При этом учи­тывается совместимость выбранной жидкости с матри­цей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо исполь­зовать жидкость на углеводородной основе. Кроме это­го, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяжен­ные трещины.

4.9.2.10. Технологические жидкости для ГРП долж­ны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечи­вать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в тре­щине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлени­ем и достаточной сдвиговой устойчивостью для обес­печения максимально возможной в конкретных гео­лого-технических условиях скорости нагнетания жид­кости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения про­цесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего прово­димость пласта и не создающего должного распреде­ления расклинивающего материала в трещине гидро­разрыва.

4.9.2.11. Основными технологическими параметра­ми для контроля за процессом ГРП следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концент­рацию песка (проппанта) в суспензии.

4.9.2.12. В общем виде технология применения жид­кости для проведения ГГРП не отличается от техно­логии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировоч­ные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости. Схемы раз­мещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в [10].

4.9.2.13. После проведения подготовительных опе­раций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, рас­клинивающий агент, производят расстановку назем­ного оборудования, проверку и опрессовку всех тру­бопроводов и пакера. Перед началом процесса делает­ся контроль технологических свойств жидкостей.

4.9.2.14. Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть зак­рытыми в целях безопасности и для исключения по­падания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

4.9.2.15. После обвязки устья скважины нагнета­тельные трубопроводы спрессовываются на ожидае­мое давление при ГРП с коэффициентом запаса проч­ности:

Рабочее давление,

МПа -                                                <20      20-56     56-65      >65

Коэффициент запаса проч­ности -  1,5        1,4        1,3       1,25

 

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

4.9.2.16. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

4.9.3. Выравнивание профиля приемистости нагне­тательных скважин

4.9.3.1. Работы по выравниванию профиля приеми­стости (расхода вытесняющего агента) в нагнетатель­ных скважинах направлены на регулирование процес­са разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспре­деления объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытес­няющим агентом.

4.9.3.2. Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических иссле­дований, в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

4.9.3.3. Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработ­ки с применением временно изолирующих материа­лов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие ра­створы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

4.9.3.4. Во всех случаях должна быть предусмотре­на возможность восстановления первичной (до об­работки) приемистости разрабатываемого интерва­ла пласта.

4.9.3.5. В случае необходимости осуществляют рабо­ты по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

4.9.3.6. Технологическую эффективность работ по выравниванию профилей приемистости определяют в соответствии с РД [II].

  

Консервация и расконсервация скважин

 

4.10.1. Общие положения

4.10.1.1. Консервацию скважин производят в соот­ветствии с РД [12].

4.10.1.2. Консервацию скважин производят с уче­том возможности повторного ввода ее в эксплуатацию

или проведения в ней ремонтных или других работ.

4.10.1.3. Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органа­ми Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.

4.10.1.4. При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствую­щие ремонтно-восстановительные работы по специ­альным планам.

4.10.2. Консервация скважин

4.10.2.1. Консервацию нефтяных скважин осуществ­ляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.

4.10.2.2. Устье консервированной скважины ограж­дают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (пло­щади), организации, пробурившей скважину, и сро­ков консервации.

4.10.2.3. Во всех консервируемых скважинах для пре­дохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидко­стью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мер­злоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

4.10.2.4. Устьевое оборудование всех консервируе­мых скважин должно быть защищено от коррозии.

4.10.2.5. Проверку состояния скважин, находящих­ся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.

4.10.2.6. По окончании консервационных работ со­ставляют акт по установленной форме.      4.10.3. Расконсервация скважин.

4.10.3.1. Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органа­ми Госгортехнадзора.

4.10.3.2. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

1) устанавливают штурвалы на задвижки фонтан­ной арматуры;

2) разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

3) снимают заглушки с фланцев задвижек;

4) подвергают фонтанную арматуру гидроиспыта­нию при давлении, соответствующем условиям эксп­луатации;

5) промывают скважину, при необходимости про­изводят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;

6) при наличии в скважине цементного моста пос­ледний разбуривают, скважину промывают до искус­ственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.

 

Текущий ремонт скважин

 

 Подготовительные работы

 

  5.1.1. Глушат скважину (при необходимости).

  5.1.2. Производят передислокацию оборудования и бригады.

  5.1.3. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.

  5.1.4. Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг.

  5.1.5. Устанавливают индикатор веса.

  5.1.6. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины.

  5.1.7. Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.

  5.1.8. В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт.

  5.1.9. При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину, и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО.

  5.1.10. При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.

 

 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

 

  5.2.1. Смена насоса.

  5.2.1.1. Подготовительные работы.

  5.2.1.1.1. Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

  5.2.1.1.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

  5.2.1.1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

  5.2.1.1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевй блок.

  5.2.1.1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

  5.2.1.1.6. Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

  5.2.1.1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.

  5.2.1.2. Спуск насоса.

  5.2.1.2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

  5.2.1.2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

  5.2.1.2.3. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

5.2.1.2.4. Соединяют верхнюю штангу с полиро­ванным штоком в соответствии с правилами подго­товки плунжера в цилиндре насоса.

5.2.1.2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

 5.3. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами 

5.3.1. Подготовительные работы

5.3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывеши­вают табличку «Не включать, работают люди».

5.3.1.2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

5.3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции уп­равления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвес­ной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).

5.3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной ко­лонны специальное приспособление, придающее ка­белю направление и предохраняющее его от повреж­дений.

5.3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допус­кая при этом отставания последнего от труб (провиса­ния). В процессе подъема снимают с НКТ крепеж­ные пояса с помощью спецкрючка.

5.3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

5.3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск. 5.3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.

5.3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавли­вают обратный клапан, а через одну-две трубы — спускной клапан.

5.3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью по­ясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.

5.3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

5.3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, про­изводят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эк­сплуатацию.

5.3.3. Монтаж и демонтаж наземного оборудо­вания, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.

 

5.4. Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок

 

5.4.1. Промывку песчаных пробок производят пла­стовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, жело­нок, гидробура и др.

5.4.2. Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при об­ратной промывке.

5.4.3. Очистку забоя, подъемной колонны от па­рафина, солей, гидратных пробок проводят по отдель­ному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инст­рукциями.

 

Ремонт газлифтных скважин

 

5.5.1. Текущий ремонт внутрискважинного обору­дования газлифтных скважин (открытие или закры­тие газлифтных клапанов) осуществляется при по­мощи тросоканатного метода и описан в разделе 6.

5.5.2. При производстве работ (разрыв пласта, кис­лотные обработки, закачка тампонажного материа­ла и т.п.), требующих давлений, превышающих допу­стимые, необходимо устанавливать на устье специ­альные головки, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

 

Ремонт скважин с помощью тросоканатного метода

 

6.1. Оборудование и инструмент

 

6.1.1. Подъемник ПК-2, оснащенный кабелем КОБД-6 или КОБД-4.

6.1.2. Агрегат канатных методов работ типа АКМР.

6.1.3. Контейнерные устройства для доставки в скважину жидких и сыпучих материалов.

6.1.4. Грузовые штанги длиной 610, 915 и 1500 мм и весом 5,2; 8,5 и 14 кг соответственно.

6.1.5. Гидравлические и механические яссы.

6.1.6. Набор инструментов.

6.1.6.1. Извлекаемые (для выполнения различных операций).

6.1.6.2. Оставляемые в скважине (различные виды клапанов, заглушек и др.), оснащенные замками или другими устройствами для фиксации их в скважине.

6.1.6.3. Для захвата (при спуске и подъеме обо­рудования, оставленного в скважине).

6.1.6.4. Специального назначения (пробки для чи­стки труб от парафина, желонки для чистки песчаных пробок, инструмент для открытия и закрытия цирку­ляционных клапанов, отклонители для установки или съема газлифтных клапанов в эксцентричных скважинных камерах, оправки для выправления искрив­ленных участков лифтовых труб).

 

Подготовительные работы

 

6.2.1. Глушат скважину.

6.2.2. Сооружают на устье скважины специаль­ную площадку для безопасного ведения работ.

6.2.3. Устанавливают и ориентируют относительно устья скважины гидравлическую лебедку (расстоя­ние от устья 20-25 м, угол перегиба троса на оттяж­ном ролике 90°).

6.2.4. Присоединяют грузовые штанги к канатно­му замку, пропускают грузовые штанги внутрь луб­рикатора, подсоединяют ясс, на который наворачива­ют подготовленный инструмент.

6.2.5. Устанавливают и крепят лубрикатор с превентором на превенторную катушку.

6.2.6. Монтируют датчик индикатора веса с кабе­лем (тросом) и натяжным роликом. Устанавливают показания индикатора веса и счетчика длины на ну­левую отметку.

 

Технологические операции

 

6.3.1. Открывают превентор и опускают на тросе инструмент в скважину без резких остановок и тор­можений на II скорости.

6.3.2. Не доходя 30—40 м до заданной глубины производят остановку, поднимают инструмент на 20-30 м и фиксируют его вес. Дальнейшее опуска­ние до заданной глубины производят на понижен­ной скорости.

6.3.3. При работах в глубоких скважинах, заг­лушенных жидкостью глушения плотностью 1600—1800 кг/м³, в компоновку опускаемого ин­струмента включают одну или две грузовые штанги для увеличения массы инструмента.

6.3.4. В наклонно направленных скважинах в ком­поновку опускаемого инструмента дополнительно включают один или два шарнирных соединения на рас­стоянии 1,0—1,5 м друг от друга для придания гибко­сти спускаемой колонне. При остановке и съеме газлифтных клапанов шарнирные соединения уста­навливают между яссом и нижней грузовой штангой.

6.3.5. При опускании инструментов для захвата ловильной головки массу всего набора инструментов полностью передают на ловильную головку. Затем дают небольшую натяжку для определения надежности захвата ловильной головки, разгружают массу инстру­мента для приведения ясса в заряженное положение. После каждого удара вверх механическим яссом ин­струмент опускают на ловильную головку срываемого оборудования плавно, без ударов.

6.3.5.1. Удар вверх гидравлическим яссом произ­водят при натяжении троса в пределах 2,4-2,8 кН с выдержкой 2—4 мин, барабан при этом фиксируют тормозом. При необходимости производят повтор­ный удар гидравлическим яссом, опускают и разгру­жают инструмент на ловильную головку и выдержи­вают в течение 6—8 мин.

6.3.5.2. При ударах механическим яссом вниз ин­струмент поднимают не более чем на длину хода штока (по показанию счетчика глубины и зафикси­рованного перед посадкой веса инструмента при подъеме).

6.3.6. Установку клапанов-отсекателей произво­дят в следующем порядке.

6.3.6.1. Клапан-отсекатель присоединяют к опус­каемому инструменту с ввинченным в него штоком для удержания шарнирного клапана в открытом по­ложении.

6.3.6.2. Опускают клапан-отсекатель до посадоч­ного ниппеля и, прежде чем произвести установку его, с помощью насоса пульта управления нагнетают масло в управляющую трубку до ее заполнения.

6.3.6.3. Ударами вниз с помощью ясса устанав­ливают клапан-отсекатель в посадочном ниппеле. После 10-12 ударов осуществляют натяжку троса (1,0-1,5 кН) лебедкой, проверяют надежность ус­тановки клапана-отсекателя в посадочном ниппеле.

6.3.6.4. Для подъема клапана-отсекателя, если он находится в открытом положении, опускают инстру­мент для подъема с ввернутым в него штоком, фикса­ции шарового или другого клапана в открытом поло­жении. После посадки инструмента на замок отклю­чают пульт управления и ударами вверх механическим яссом (вручную) срывают замок и поднимают его с отсекателем. Если клапан-отсекатель находится в зак­рытом положении, то его подъем осуществляют пос­ле выравнивания давлений над и под клапаном-отсекателем.

6.3.6.5. Для открытия (закрытия) механического циркуляционного клапана (скользящей гильзы) убеж­даются в отсутствии перепада давления между труб­ным и затрубным пространством. Если скользящая гильза открывается (закрывается) ударами вверх, то

опущенный инструмент пропускают через скользя­щую гильзу на 1—2м, приподнимают ее и проверяют зацепление инструмента с внутренней втулкой при натяжении троса усилием 1,0-1,2 кН. Затем ударами механического ясса вверх открывают (закрывают) скользящую гильзу.

6.3.6.6. Если скользящая гильза открывается (зак­рывается) ударами вниз, то для проверки захвата инструмента внутренней втулкой разгружают полно­стью инструмент и, убедившись в остановке его в сколь­зящей гильзе, производят удары яссом вниз. После выхода инструмента из скользящей гильзы его два-три раза пропускают через гильзу и убеждаются в ее закрытом положении.

6.3.7. Для извлечения приемных обратных клапа­нов и глухих пробок предварительно выравнивают давление над и под ними с помощью специальных боковых отверстий для перепуска давления перед извлечением. Для этого после опускания инструмен­та производят несколько ударов механическим яссом вверх, натягивают трос усилием 1,2—1,5 кН и выдер­живают в таком положении в течение открытия пере­пускных отверстий. Затем при ударах вверх срывают устройство из посадочного ниппеля.

  

Ремонт скважин с помощью гибких труб

 

Оборудование и инструмент

 

7.1.1. Инжекционные головки для ввода в скважи­ну гибкой колонны НКТ.

7.1.2. Катушка, на которую наматывается гибкая колонна НКТ.

7.1.3. Превенторный блок, который включает:

7.1.3.1. Превентор с глухими плашками.

7.1.3.2. Превентор с однонаправленными сколь­зящими плашками, позволяющими при необходимо­сти подвесить на них колонну гибких труб.

7.1.3.3. Превентор с трубными плашками.

7.1.4. Тройник с отводом для создания циркуляции или подключения выкидной линии устанавливается ниже превенторного блока.

7.1.5. В случае, если работы в скважине выполня­ются при давлениях на устье более 21 МПа, ниже тройника устанавливается дополнительный Превентор с трубными плашками.

  7.1.6. Гидравлическая силовая установка.

  7.1.7. Насосный блок.

  7.1 .8. Пульт управления.

  7.1.9. Емкости для технологических жидкостей.

  7.1.10. Переводник для подсоединения скважинного инструмента к колонне гибких труб.

7. 1.11. Клапан-отсекатель.

7.1.12. Комплект инструмента в зависимости от вида проводимых работ.

 

 Подготовительные работы

 

7.2.1. Глушат скважину.

7.2.2. Сооружают на устье скважины специаль­ную площадку для безопасного ведения работ.

7.2.3. Устанавливают на фонтанный фланец трой­ник, блок превенторов и инжекционную головку. Инжекционная головка стабилизируется с помощью че­тырех телескопических опор и домкратной стойки и крепится не менее чем тремя цепями.

  7.2.4. Устанавливают и ориентируют относительно скважины катушку с гибкими трубами, силовую ус­тановку, пульт управления, насосный блок емкости и другое оборудование. Все оборудование должно быть оснащено мостками и трапами для обеспечения возможности обслуживания.

  Технологические операции

 

7.3.1. Для сверки с показаниями глубиномера при извлечении колонны из скважины на расстоянии 100 м от конца гибкой колонны должна быть нанесена ре-перная «метка глубины».

7.3.2. Открывают превентор и спускают инстру­мент в скважину на гибких трубах без резких оста­новок и торможений.

7.3.3. Для герметизации устья в случае работ под давлением используют райзер или лубрикатор, рас­считанный на соответствующее давление.

7.3.4. Дальнейшие работы в зависимости от их вида производятся согласно соответствующему разделу настоящих правил.

  

Освоение скважин после ремонта

 

8.1. Если величина текущего пластового давле­ния выше гидростатического, то для вызова прито­ка скважинную жидкость постепенно заменяют жид­костью меньшей плотности закачиванием ее в затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не дол­жна быть более 300—400 кг/м³. С целью умень­шения вредного действия фильтрата глинистого раствора и воды на призабойную зону в них до­бавляют ПАВ.

8.1.1. Если после полной замены скважинной жид­кости водой приток жидкости из пласта отсутствует/ производят замену ее пеной.

8.1.2. Если при использовании пенной системы нет притока жидкости из пласта, производят очистку призабойной зоны в соответствии с п. 4.9.1.

8.2. В условиях равенства величин пластового и гидростатического давлений вызов притока из плас­та производят с использованием пенных систем.

8.3. Если после замены скважинной жидкости на пену приток жидкости из пласта отсутствует, произ­водят очистку призабойной зоны путем продавливания пены в пласт и повторного вызова притока через 2—3 ч ожидания.

8.4. При величине пластового давления ниже гид­ростатического вызов притока жидкости из пласта осуществляют снижением ее уровня или применени­ем пенных систем на основе инертных газов совме­стно со снижением уровня жидкости в скважине. Для этого применяют однорядный, двурядный или полуторарядный подъемник. Инертный газ подают в подъемник или в кольцевое пространство между эк­сплуатационной колонной и НКТ или между двумя рядами спущенных труб и по центральным трубам.

8.5. Перед освоением скважины на месторожде­ниях, содержащих сероводород, необходимо иметь запас жидкости глушения, обработанной нейтрали­затором сероводорода соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета объема жидкости, находящейся в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.

8.6. После ремонта нагнетательную скважину ис­пытывают на приемистость. Для этого водовод и саму скважину промывают водой при максимально воз­можном расходе.

8.6.1. Если приемистость скважины отсутствует или меньше запланированной, работы проводят в соот­ветствии с п. 4.9.1.

8.6.2. В случае отсутствия притока на месторож­дениях, содержащих сероводород, освоение скважи­ны производят нагнетанием:

1) двух- и многофазных пен, инертных к серово­дороду и углекислому газу;

2) инертных дымовых газов с объемной долей кислорода не более 2 %;

3) жидкости меньшей плотности, инертной к се­роводороду и углекислому газу.

8.6.3. Использование воздуха по п. 8.6.2 запре­щается.

 

Указание мер безопасности при ремонте сква­жин и охрана окружающей среды

 

9.1. Общие требования

 

9.1.1. К ремонту скважин допускаются лица, обу­ченные согласно Положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организа­ционные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обес­печения безопасного производства работ, изложены в Правилах безопасности в нефтяной и газовой про­мышленности [13].                        

9.1.2. Руководящие работники, специалисты, слу­жащие, рабочие, находящиеся на объектах, содер­жащих сероводород более 6 %, на период проведе­ния ремонтных работ обязаны выполнять Устав о дис­циплине работников предприятий и организаций, занятых освоением газовых и нефтяных месторож­дений с высоким содержанием сероводорода (По­становление Совета Министров от 30.09.87 № 1216).

9.1.3. Бригады по текущему и капитальному ре­монтам скважин должны вести Журнал проверки состояния условий труда. В этом журнале ИТР и об­щественные инспекторы по технике безопасности записывают результаты плановых и внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

9.1.4. Несчастные случаи, происшедшие на рабо­чем месте, расследуются в установленном порядке.

9.1.5. Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при усло­вии осуществления специальных мероприятий и ис­пользования технических средств, предусмотренных планом.

9.1.6. Перед проведением ремонтных работ тер­ритория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время — очи­щена от снега и льда.

9.1.7. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом состава грунта, типа агрегатов, характера выполняе­мой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

9.1.8. Рабочие места должны быть оснащены пла­катами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, ут­вержденными министерством в установленном поряд­ке.

9.1.9. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с Нормативами оснащения объектов нефтяной промыш­ленности механизмами, приспособлениями и прибо­рами/ повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденными Миннефтепромом и Госгортехнадзором СССР.

9.1.10. Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запре­щается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и ме­ханизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной про­верки.

9.1.11. Техническое состояние подъемных меха­низмов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузо­подъемных устройств и приспособлений (штропы, эле­ваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать тре­бованиям соответствующих ГОСТов, ТУ и нормам на изготовление.

9.1.12. Освещенность рабочих мест должна соот­ветствовать Отраслевым нормам проектирования ис­кусственного освещения предприятий нефтяной про­мышленности ВСН 34—82.

9.1.13. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать пре­дельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные С₁-С₁₀ в пересчете на С - 300 мг/м³, сероводород в смеси с углеводородами С₁-С₅— 3 мг/м³).

9.1.14. К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводоро­дом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих про­тивогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие со­ответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

9.1.15. Привлекаемый к работам на сероводород­ных объектах персонал сторонних организаций дол­жен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия-за­казчика.

9.1.16. На месторождениях, содержащих серо­водород, запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрали­зации, а также слив жидкости, содержащей серово­дород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

9.1.17. К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-кур­совых комбинатах по курсу «Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

 

Требования безопасности при переезде бри­гад

 

9.2.1. Перед переездом на скважину мастер обя­зан проверить трассу передвижения, определить опас­ные участки пути движения, принимать при необхо­димости меры по очистке снега или неровностей, назначать ответственного за передвижение по наме­ченной трассе. Все работы производить в строгом соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.020—80.

9.2.2. Перед переездом все выдвижные части аг­регата должны быть установлены в транспортном положении и застопорены.

9.2.3. При буксировании грузов на санях и гу­сеничных прицепах и других транспортных сред­ствах следует использовать жесткие сцепки дли­ной 2,5—4,0 м.

9.2.4. Нахождение людей на платформах агрега­тов, площадках саней, а также на грузах, транспорти­руемых в вагоне, запрещается.

9.2.5. Уклон трассы при перевозке грузов дол­жен быть плавным. Боковой уклон не должен превы­шать 10°.

9.2.6. Переезд передвижных агрегатов через за­мерзшие реки и другие водоемы разрешается толь­ко при наличии дорожных знаков, указывающих на­правление, допускаемые к переездам виды транс­порта и скорости переезда при отсутствии тумана, поземки, снегопада.

9.2.7. Движение по снежной целине разрешается только по уточненной трассе и по направлению выс­тавленных знаков (вех).

9.2.8. При движении агрегатов по дорогам (маги­стралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.

 

9.3. Требования безопасности при подготови­тельных работах

 

9.3.1. Перед разборкой устьевой арматуры фон­танной, газлифтной и глубинно-насосной скважин сле­дует в трубном и затрубном пространствах постепен­но снизить давление до атмосферного.

9.3.2. Перед ремонтом глубинно-насосной сква­жины головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и установку канатной подвески необходимо произво­дить специальными приспособлениями, исключающи­ми необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.

9.3.3. Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными электронасосами, следует обесто­чить кабель, проверить надежность крепления кабель­ного ролика и правильность его установки при проб­ном протягивании кабеля через ролик в обе стороны, кабельный ролик должен быть закреплен к ноге или поясу спускоподъемного сооружения с помощью специального хомута или цепью.

9.3.4. Перед глушением скважины нагнетательный трубопровод должен быть испытан при давлении, рав­ном полутора кратному ожидаемому давлению. На­ходиться при этом вблизи трубопровода запрещает­ся. В случае, если в процессе гидроиспытания на­блюдается утечка, то работы по устранению ее могут быть выполнены только после остановки работы на­соса агрегата и снижения давления в трубопроводе до атмосферного.

9.3.5. Стеллажи и приемные мостки следует уста­навливать горизонтально с уклоном не более 1:25.

9.3.6. Рубку стальных канатов следует произво­дить при помощи специальных приспособлений.

 

9.4. Требования безопасности при монтаже и демонтаже мачт и агрегатов

 

  9.4.1. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить состояние всего агрегата, уделив при этом особое внимание состоянию мачты, талевой систе­мы, якоря, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию крепления кронблока с талевым канатом в транс­портном положении и металлических ограждений.

9.4.2. При установке агрегата к скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при кото­ром будет обеспечено удобное управление им, а так­же наблюдение за работающим на устье скважины и движением талевого блока.

9.4.3. Агрегаты должны быть установлены на рас­стоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к ус­тью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

9.4.4. Подъемные агрегаты (за исключением аг­регата АКМ-28) должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки.

9.4.5. Вышка (мачта) должна быть отцентрирова­на относительно оси скважины.

9.4.6. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарирован­ными предохранительными устройствами заводско­го изготовления и манометрами. Отвод от пре­дохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

 

9.5. Требования безопасности при гидропескос­труйной перфорации и глубокопроникающем гид­равлическом разрыве пласта

 

9.5.1. При проведении гидропескоструйной пер­форации (ГПП) и глубокопроникающего гидравли­ческого разрыва пласта (ГГРП), когда давление мо­жет оказаться выше допустимого для эксплуатацион­ной колонны, работы можно производить только после установки пакера и гидроиспытания его на герметич­ность.

9.5.2. Обвязка блока манифольда с установками и арматурой устья скважины должна осуществлять­ся при помощи специальных труб и шарнирных со­единений высокого давления, предусмотренных в комплекте установок и блока манифольда.

9.5.3. Во избежание провисания нагнетательный трубопровод должен быть уложен на опоры. В мес­тах поворота следует устанавливать шарнирные уголь­ники.

9.5.4. Для замера и регистрации давления к ус­тьевой арматуре должны быть присоединены пока­зывающий и регистрирующий манометры, выведен­ные на безопасное расстояние.

9.5.5. Нагнетательные трубопроводы агрегатов до устья скважины перед началом работы должны быть испытаны при давлении, равном полуторакратному ожидаемому максимальному давлению, но не выше значения, указанного в паспорте. Запрещается при гидроиспытании трубопровода находиться вблизи него.

9.5.6. В зимнее время после временной останов­ки работ следует пробной прокачкой жидкости убе­диться в отсутствии пробок в трубопроводе.

9.5.7. При проведении работ по гидроразрыву пласта необходимо тщательно следить за состоянием резиновых уплотнений быстроразъемных соедине­ний труб высокого давления для своевременного пре­дупреждения утечек углеводородной жидкости на землю.

9.5.8. При приготовлении жидкости гидроразры­ва на углеводородной основе применяются меры пре­досторожности как и при работе с углеводородны­ми жидкостями [13].

9.5.9. Установка по приготовлению жидкости на углеводородной основе является пожароопасным объектом и на ней должны быть предусмотрены сле­дующие меры безопасности:

1) на территории и подъездных путях установить аншлаги пожароопасности;

2) оснастить установку первичными средствами пожаротушения — огнетушителями, ящиками с пес­ком, стандартным инструментом;

3) электродвигатели, пусковые устройства и со­единительные провода должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении;

4) вращающиеся и движущиеся устройства, кото­рые могут оказаться под напряжением, должны быть заземлены к контуру заземления;

5) на территории установки должна быть предус­мотрена грозозащита и оборудован пожарный сто­як;

6) емкости смесительные и для хранения нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы венти­ляционными клапанами или вертикальными вытяж­ными трубами с огнепреградителями;

7) устранение неполадок и очистку установки про­изводить при полной остановке приводов и движу­щихся деталей;

8) при приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей пользова­ние открытым огнем, пребывание техники, не обору­дованной искрогасителями на выхлопных трубах, пре­бывание посторонних людей;

9) транспортирование жидкостей на углеводород­ной основе производить автоцистернами, оборудо­ванными для перевозки нефтепродуктов.

9.5.10. Жидкости гидроразрыва, как и углеводо­родное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV клас­су опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мы­лом.

9.5.11. Сухие полимерные добавки, которые вво­дятся в жидкость гидроразрыва на углеводородной основе, не относятся к токсичным и пожароопасным веществам; при работе с ними не стоит допускать их попадания в глаза, на кожу рук, для чего рекоменду­ется пользоваться защитными очками, резиновыми перчатками, респиратором.

9.5.12. Требования безопасности при размеще­нии, хранении, транспортировании исходных компо­нентов жидкости гидроразрыва изложены в действу­ющих стандартах и технических условиях на приме­няемое оборудование и материалы.

 

9.6. Требования безопасности при спускоподъемных операциях

 

  9.6.1. При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки.

9.6.2. Запрещается применять какие-либо стерж­ни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната с целью предотвращения его скручивания.

9.6.3. На устье скважины при ремонте которой возможны выбросы до начала ремонта, должно быть установлено противовыбросовое оборудование.

9.6.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания штанг и труб должны быть установлены на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма.

9.6.5. При отвинчивании полированного штока и соединении его со штангами устьевой сальник дол­жен быть прикреплен к штанговому элеватору.

9.6.6. В случае заклинивания плунжера штангово­го глубинного насоса насосные штанги следует от­винчивать только безопасным круговым ключом.

9.6.7. Запрещается иметь на рабочей площадке во время спускоподъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спуска­емых) труб.

9.6.8. Перед началом спуско-подъемных опера­ций следует проверить исправность замка элеватора. Применение элеватора с неисправным замком зап­рещается.

9.6.9. Запрещается для свинчивания и развинчива­ния штанг механическими ключами применять клино­вую подвеску.

9.6.10. Отвинченную трубу следует поднимать толь­ко после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.

9.6.11. При подъеме НКТ не допускаются резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного ти­поразмера труб.

9.6.12. При спуско-подъемных операциях лебед­ку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

9.6.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при пере­рывах в работе независимо от их продолжительно­сти.

9.6.14. Если в процессе подъема оборудования наблюдаются газовыделение, перелив жидкости, то подъем оборудования должен быть прекращен, ус­тье герметизировано и проведено повторное глу­шение скважины.

9.6.15. Скорость подъема и спуска НКТ с закры­тым проходным сечением и скважинного оборудова­ния (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

9.6.16. В процессе подъема НКТ и скважинного оборудования не допускается превышение нагрузки над массой поднимаемых НКТ и скважинного обо­рудования более чем на 20 %.

9.6.17. Не допускается нанесение ударов по муфте труб с целью ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.

9.6.18. При укладке труб на мостки свободный конец их должен быть установлен на скользящую подкладку (тележку, лоток и др.).

9.6.19. При подъеме НКТ с жидкостью необходи­мо пользоваться приспособлением для предотвраще­ния разлива жидкости на рабочую площадку. Жид­кость, вытекающую из поднятых труб, направляют в специальную емкость.

9.6.20. Выброс на мостки и подъем с них НКТ ди­аметром более 60 мм разрешается выполнять двух­трубками, если длина каждой двухтрубки не превы­шает 16 м, а вышка или мачта имеет высоту не менее 22 м и ворота вышек позволяют свободный проход труб.

9.6.21. Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается только по одной штанге.

9.6.22. При подъеме труб с мостков не допуска­ется их раскачивание, удары о подъемное сооруже­ние, станок-качалку и другое оборудование.

9.6.23. При свинчивании труб для предотвраще­ния вращения колонны на муфте следует установить контрключ.

9.6.24. Запрещается проведение спуско-подъем­ных операций при скорости ветра 11 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана, если видимость составляет менее 50 м.

9.6.25. Во время подъема (спуска) НКТ обслужи­вающий персонал должен отойти на безопасное рас­стояние.

9.6.26. Работы по ликвидации нефтегазовых выб­росов проводят в строгом соответствии с действую­щими правилами. Работы выполняются противофонтанной военизированной службой.

 

9.7. Требования безопасности при сложных и ловильных работах

 

9.7.1. Сложные и ловильные работы в скважине должны проводиться по утвержденному плану под непосредственным руководством инженера или ма­стера по сложным работам и при участии мастера капитального ремонта скважин.

9.7.2. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть проинструктированы по безопасному ведению данной работы.

9.7.3. Перед производством сложных, ловильных и других работ, связанных с приложением повышен­ных нагрузок на подъемное оборудование, необхо­димо произвести осмотр его талевой системы и тор­моза лебедки. Во время этих работ рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место.

9.7.4. Запрещается без индикатора массы вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. При расхаживании и подъеме труб следует вести наблю­дение за показаниями индикатора массы. Нагрузка на крюке не должна превышать грузоподъемность установленного оборудования. В противном случае необходимо применять гидравлические домкраты.

9.7.5. Запрещается при использовании гидравли­ческих домкратов производить одновременную на­тяжку труб при помощи домкрата и лебедки.

9.7.6. После проведения работ по ликвидации ава­рии проверяют состояние оборудования и вышки. Результаты проверки состояния вышки оформляют­ся актом.

  9.7.7. Запрещается производить работы по ремон­ту ловильного инструмента над устьем скважины.

 

9.8. Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

 

9.8.1. На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запор­ное устройство, а на устьевой арматуре — мано­метр.

9.8.2. Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изго­товления и по техническим характеристикам соответ­ствовать рабочим параметрам.

9.8.3. После обвязки передвижной насосной ус­тановки и устья скважины производят гидроиспыта­ние нагнетательного трубопровода на полутора кратное давление от ожидаемого максимального. Резуль­таты гидроиспытания оформляют актом.

9.8.4. Все емкости для кислоты и щелочи устанав­ливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважи­ны. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

9.8.5. Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

9.8.6. Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12м/с.

9.8.7. Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.

9.8.8. При кислотной обработке работники бри­гады должны быть обеспечены защитными средства­ми, предусмотренными при работе с кислотой.

9.8.9. На паропроводе от ППУ должен быть уста­новлен предохранительный клапан, отвод от которо­го следует вывести под пол установки.

9.8.10. Ремонтные работы в скважине, находив­шейся под тепловым воздействием, разрешаются толь­ко после остывания поверхности поднимаемого обо­рудования до температуры 45 °С и снижения давле­ния в скважине до атмосферного.

 

9.9. Электробезопасность

 

9.9.1. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрообо­рудования агрегатов при производстве ремонтных работ.

9.9.2. Передвижное распределительное устрой­ство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины на ровном месте.

9.9.3. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

9.9.4. Перед началом работы с мегомметром не­обходимо убедиться в отсутствии людей, производя­щих работу на той части электроустановки, к кото­рой присоединен мегомметр.

9.9.5. При дистанционном управлении электродви­гателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты.

9.9.6. Измерение мегомметром и снятие остаточ­ного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.

 

 

9.10. Противопожарная безопасность

 

9.10.1. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться требований Правил пожар­ной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-0137085).

9.10.2. Члены бригады обязаны знать правила про­тивопожарной безопасности, расположение проти­вопожарного инвентаря, оборудование и номер те­лефона пожарной части.

9.10.3. Агрегаты, автотранспорт, тракторы долж­ны быть оборудованы глушителями с искрогасителя­ми, а также средствами пожаротушения.

9.10.4. Не допускается замазучивание террито­рии вокруг скважины. При подъеме труб из скважи­ны не допускается разлив нефти.

9.10.5. Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудо­вания и химпродуктов, используемых для ремонта скважин.

9.10.6. При возникновении пожара следует немед­ленно вызвать пожарную часть и одновременно при­ступить к ликвидации пожара имеющимися на сква­жине средствами пожаротушения.

9.10.7. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих над­пись «Место для курения».

 

9.11. Охрана окружающей среды

 

9.11.1. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными до­кументами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на тер­ритории РФ.

9.11.2. Мероприятия по охране окружающей сре­ды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сфор­мулированных в процессе работ.

9.11.3. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяй­ственную ценность водных объектов, лесов, отведен­ных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

9.11.4. Загрязнение окружающей среды буровы­ми сточными водами (БСВ) должно быть исключено в результате:

1) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со всех точек поступления;

2) очистки БСВ на передвижной установке для последующего использования в оборотном водоснаб­жении или очистки до нормативного уровня для сброса на рельеф местности.

9.11.5. Загрязнение объектов окружающей сре­ды буровыми растворами должно быть исключено за счет:

1) применения реагентов и рецептур буровых ра­створов, относящихся к малоопасным веществам — IV классу токсичности и опасности по ГОСТ 12.1.007—76;

2) исключения применения нефти для обработки буровых растворов или приготовления специальных жидкостей;

3) уменьшение объема нарабатываемого бурового раствора путем использования специальных химических реагентов и рецептур, а также совершенствования очистки буровых растворов на передвижных установках;

4) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;

5) разделения отработанных буровых растворов (ОБР) на центрифуге на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза очищается совместно с БСВ, а твердая — захороняется шламом. При использовании буро­вых растворов, содержащих компоненты III класса опасности, в случае отсутствия центрифуги необхо­димо производить их обезвреживание для последу­ющего захоронения;

6) использования отработанных буровых раство­ров для приготовления рабочих буровых растворов, необходимых при ремонте других скважин;

7) транспортирования буровых растворов в зак­рытых емкостях или по трубопроводу.

9.11.6. Все завозимые на скважину химические реа­генты и материалы должны быть упакованы в специаль­ную тару или контейнеры и храниться в закрытом поме­щении, предохраняющем от попадания в них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления буровых растворов и специальных жидкостей необхо­димо максимально использовать средства механизации.

9.11.7. Защита окружающей среды от загрязне­ния буровым шламом (БШ) в зависимости от уровня его опасности осуществляется следующим образом:

1) при IV классе опасности шлам может быть захо­ронен в траншеях амбарного типа или вывезен на полигон для захоронения;

2) при III классе опасности необходимо предусмот­реть сбор, обезвреживание и по согласованию с ме­стными природоохранными органами захоронение в траншеях или вывоз на полигон для захоронения;

3) при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо применять безамбарный способ бурения. В этом случае должен быть предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

9.11.8. Для уменьшения загрязнения атмосфер­ного воздуха необходимо использование специаль­ных реагентов-нейтрализаторов, а также буровых ра­створов с высокой нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.

9.11.9. Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для глушения скважин и других техно­логических нужд, перед ее сбором в накопительные емкости должна быть нейтрализована.

9.11.10. Запрещается использовать пластовую воду без нейтрализации в ней сероводорода.

9.11.11. Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и других вредных веществ, содержа­щихся в пластовой воде, должны отвечать следую­щим требованиям:

1) предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовывать сероводород;

2) реакция реагента-нейтрализатора с сероводо­родом в пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и носить необратимый характер;

3) водные растворы реагента-нейтрализатора се­роводорода должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их приготовления;

4) реагент-нейтрализатор сероводорода не дол­жен снижать плотность обрабатываемой воды;

5) после нейтрализации сероводорода в пласто­вой воде последняя должна быть нетоксичной и при­годной для глушения, промывки и долива скважин;

6) реагент-нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным для применения в климатических ус­ловиях любого нефтяного района страны;

7) реагент-нейтрализатор сероводорода должен транспортироваться любым видом транспорта в де­ревянных, железных, фанерных бочках, полиэтилено­вых и других влагонепроницаемых мешках.

9.11.12. Реагенты-нейтрализаторы сероводорода должны быть обезврежены и захоронены на специ­альных полигонах по согласованию с местными при­родоохранными органами.

9.11.13. Для предупреждения возможного загряз­нения окружающей среды флюидами ликвидирован­ных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответ­ствии с РД 08-71—94 Инструкция о порядке ликвида­ции, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

9.11.14. С целью предотвращения фильтрации загрязненных БСВ или жидкой фазы ОБР и БШ в подпочвенные воды все поверхности сточных сетей и амбаров необходимо гидроизолировать пленкооб­разующими или закупоривающими составами и ма­териалами.

9.11.15. При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприя­тия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие пре­дотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

9.11.16. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.

9.11.17. Способы сжигания и нейтрализации дол­жны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах уста­новленных значений ПДК при максимально ожидае­мых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источни­ков технологических выбросов.

9.11.18. При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немед­ленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать.

9.11.19. Отложения и грязь, извлекаемые при очи­стке емкостей, аппаратов и коммуникаций, должны захороняться в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного над­зора.

9.11.20. По окончании ремонта скважин необхо­димо:

1) вывезти оставшиеся буровые растворы для по­вторного их использования или регенерации;

2) утилизировать, нейтрализовать и захоронить от­ходы бурения;

3) очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины, засыпать шламовые и другие амбары.

9.11.21. Захоронение шлама в шламонакопителе по завершении капитального ремонта скважины или же по окончании вскрытия отдельных горизон­тов производится в соответствии с решением глав­ного инженера предприятия по согласованию с орга­нами санитарного надзора и бассейновой инспек­ции. Вывоз шлама должен осуществляться спецтранспортом с металлической емкостью или контейнером.

9.11.22. Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завер­шения, следует собирать и вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а также час­тично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при ликвидации последних.

9.11.23. При капитальном ремонте скважин с при­менением бурового оборудования помимо требова­ний настоящего РД надлежит руководствоваться так­же требованиями соответствующих разделов РД 39-133-94 Инструкция по охране окружающей сре­ды при строительстве скважин на нефть и газ на суше — М., Роснефть, НПО «Буровая техника», 1994.

9.11.24. При текущем и капитальном ремонтах сква­жин анализ воздуха рабочей зоны экспресс-методом с помощью газоанализаторов УГ-2, ГУ-4, АМ-5 и ана­логичных им приборов производится мастером брига­ды или бурильщиком (оператором).

9.11.25. Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс-методом мастер бригады и буриль­щик (оператор) должны пройти дополнительное обу­чение на рабочем месте и иметь право на проведе­ние анализа воздуха рабочей зоны.

9.11.26. В процесс ремонта скважин каждая сме­на должна начинать работу с анализа экспресс-ме­тодом воздуха, взятого у открытого устья. Резуль­таты анализа регистрируются в специальном жур­нале.

9.11.27. В случае газопроявлений в процессе ре­монта (за счет колебаний уровня закачиваемой жид­кости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс-методом проводит­ся анализ воздуха рабочей зоны на присутствие се­роводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превы­

шает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по ликвидации га­зопроявлений. При данной ситуации члены бригады должны пользоваться СИЗОД.

9.11.28. Освоение скважины после ремонта (от­качка закачанной жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после полной сборки устье­вой арматуры.