РАБОТЫ, СВЯЗАННЫЕ С БУРЕНИЕМ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром РД 2.1-140-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7   ..

 

 

 


 

17

РАБОТЫ, СВЯЗАННЫЕ С БУРЕНИЕМ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

    1. Зарезка и бурение второго ствола (с целью интенсификации притока углеводородного сырья) применяются в случаях, когда проведение обычного ремонта оказывается технически невозможным или экономически невыгодным и осуществляется в скважинах:

  • со смятием колонн;

  • имеющих сложные аварии, пробкообразования;

  • в которых выработан продуктивный пласт, достигнута высокая обводненность продукции;

  • остановленных из-за нерентабельного дебита.

      1. Зарезка второго ствола должна проводиться в интервале устойчивых пород средней твердости только при наличии цемента за обсадной колонной или возможности затрубного цементирования в интервале забуривания и при наименьшей вероятности выбросов нефти и газа при забуривании.

      2. Интенсивность искривления оси скважины в интервале забуривания должна быть максимальной, но не превышать 5о на 10 м.

      3. Подготовка скважины к забуриванию дополнительного ствола

        1. Перед началом работ необходимо произвести обследование обсадной колонны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10 – 12 мм меньше диаметра колонны [18].

        2. Прошаблонировать эксплуатационную колонну трубчатым шаблоном длиной не менее 3 м и диаметром на 3 – 4 мм меньше внутреннего диаметра колонны, но не менее диаметра долота, которым предлагается забуривать новый ствол.

        3. С помощью локатора муфт следует определить местонахождение муфт эксплуатационной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно».

        4. При отсутствии цементного кольца за обсадной колонной прострелять колонну ниже интервала забуривания и произвести затрубное цементирование с подъемом цемента не менее чем на 20 м выше интервала забуривания. При этом высота подъема цемента над кровлей продуктивного горизонта в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

        5. Установить цементный мост ниже предполагаемого места забуривания. Верхний обрез цементного моста должен быть на 0,5-1,0 м выше муфтового соединения [18].

        6. Удалить со стенок колонны цементную корку и провести повторное шаблонирование до глубины установки цементного моста [18].

        7. Определить герметичность колонны в соответствии с «Инструкцией по испытанию обсадных колон на герметичность» [44] с учетом износа труб.

      1. Зарезка второго ствола с применением стационарного отклонителя и набора райберов (универсального райбера)

        1. Отклонитель на бурильных трубах следует спускать со скоростью не более 0,2 м/с. Спуск отклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора веса. 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 [18].

        2. Райбер, спускаемый на бурильных трубах, должен быть армирован твердым сплавом. Диаметр райбера должен быть на 10-15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна» [18].

        3. Прорезание колонны производят при вращении бурильного инструмента со скоростью от 45 до 80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя и циркуляции промывочной жидкости не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки постепенно увеличивают от 5 кН – в период приработки райбера, до 50 кН – при вскрытии «окна», а при выходе райбера из колонны осевую нагрузку уменьшают до 10-20 кН [18].

        4. О полном вскрытии «окна» в обсадной колонне судят по показаниям индикатора веса и манометра, установленного на манифольдной линии (давление резко повышается) [18].

        5. Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы [18].

      2. Зарезка второго ствола с применением вырезающего устройства и забойного двигателя, снабженного отклонителем

        1. Общий вес инструмента для вырезания участка обсадной колонны, состоящий из бурильных труб, вырезающего устройства и утяжеленных бурильных труб, должен быть не менее 5 т.

        2. Проверяют надежность раскрытия и закрытия резцов вырезающего устройства путем прокачивания через него промывочной жидкости с расходом в пределах от 10 до 12 л/с, при этом перепад давления на устройстве должен быть в пределах от 2 до 4 МПа.

        3. Резцы должны находиться ниже муфтового соединения обсадных труб не менее чем на 0,5 м.

        4. Вращение бурильной колонны осуществлять с частотой в пределах от 30 до 60 об/мин при производительности насоса в пределах от 10 до 12 л/с.

        5. Через 15-20 мин приступают к подаче инструмента вниз при осевой нагрузке на резцы от 5 до 10 кН, постепенно увеличивая производительность насоса до 16 л/с.

        6. После появления в промывочной жидкости, выносимой из скважины, стружек металла шириной не менее 5 мм и заколонного цементного камня приступить к торцеванию обсадной колонны при частоте вращения инструмента в пределах от 60 до 90 об/мин и осевой нагрузки до 40 кН.

        7. Продолжить торцевание обсадной колонны до полной сработки резцов, сигналом которой является снижение или увеличение механической скорости при осевой нагрузке соответственно 40 и 10 кН или до заданной глубины.

        8. Приподнять инструмент над забоем на 0,1...0,2 м и промыть скважину в течение одного цикла с производительностью насоса 14...16 л/с.

        9. Произвести подъем вырезающего устройства. При необходимости уточнить длину вырезанного участка обсадной колонны электрокаротажем.

        10. Установить цементный мост и по истечении времени ОЗЦ разбурить до верхней отметки вырезанного участка обсадной колонны.

        11. Спустить двигатель-отклонитель до верхней отметки вырезанного участка обсадной колонны. Произвести его ориентирование в проектном направлении.

        12. Забуривание нового ствола начинают при нагрузке на долото не более 5 кН несколькими подачами долота. Каждую последующую подачу необходимо начинать ниже отметки начала предыдущей подачи не более чем на 0,5 м. Число подач в зависимости от твердости слагающих стенку скважины пород ориентировочно равно:

  • для мягких 4 – 6;

  • для средних 8 – 10;

  • для твердых 0 – 15.

    Общее время фрезерования не должно превышать 0,75 ресурса долота, который определяется практическим путем.

        1. Дальнейшее забуривание вести с постепенным увеличением осевой нагрузки на долото до оптимальной величины согласно геолого-техническому наряду за время, зависящее от твердости буримых пород и равное (ч):

  • для мягких 0,5 – 1,0;

  • для средних 1,0 – 2,0;

  • для твердых и крепких 2,0 – 3,0.

        1. По составу шлама, выносимого промывочной жидкостью, определить момент полного входа долота в породу, после чего пробурить ствол на 8-10 м.

        2. После поднятия двигателя-отклонителя следует произвести замеры зенитного угла и азимута забуренного ствола через каждые 1-2 м, начиная от забоя.

        3. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, принятым для данного геологического разреза.

    17.7 Бурение дополнительного ствола должно проводиться в соответствии с действующими нормативными документами по бурению наклонно-направленных скважин.

     

    18 ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


     

      1. Ловильные работы проводят по специальному плану, утвержденному главным инженером организации, осуществляющей капитальный ремонт, и согласованному с противофонтанной службой. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды [18].

      2. Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам.

      3. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть проинструктированы по безопасному ведению данных работ.

      4. 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 выполнения ловильных работ рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место [18].

      5. Запрещается без индикатора веса вести ремонтные работы, независимо от глубины скважины. При расхаживании и подъеме труб следует вести наблюдение за показаниями индикатора веса. Нагрузка на крюке не должна превышать допустимую грузоподъемность установленного оборудования. В противном случае необходимо применять гидравлические домкраты или механические яссы.

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

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

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

      9. При спуске ловильного инструмента все соединения труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами [18].

      10. При проведении ловильных работ в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах необходимо, прежде всего, холостым расхаживанием бурильной колонны определить величину трения и учесть влияние этой силы в процессе отвинчивания труб и при освобождении ловильного инструмента от захвата.

      11. При работе с освобождающимся ловильным инструментом с плашечным захватным механизмом для успешного отвинчивания оптимальные значения растягивающего усилия, обеспечивающего надежное сцепление плашек ловильного инструмента с поверхностью трубы, выбираются в соответствии с условным диаметром ловильных труб.

      12. В случае, когда верхний конец ловильных труб поврежден или имеет продольную трещину, применяются глубинные труболовки.

      13. Перед спуском ловильного инструмента в скважину составляют эскиз общей компоновки ловильного инструмента и ловильной части с указанием основных размеров.

      14. Перед проведением ловильных работ необходимо определить допустимые растягивающие нагрузки, прилагаемые к ловильному инструменту и извлекаемым трубам.

      15. При всех случаях прихвата применяется предварительное расхаживание ловимых

        труб.


         

      16. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудо-

        вание не должны превышать допустимого предела прочности последних [18].

      17. Расхаживание производят натяжкой колонны труб. Нагрузка при натяжке должна быть на 60 – 70 % меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб, чтобы избежать их обрыва. Расхаживание следует проводить равномерно, натяжки давать не более чем на 0,3-0,5 м за один прием, периодически оставляя трубы под натяжкой.

      18. Если после двух-трех натяжек при одной и той же нагрузке (по индикатору веса) удается поднимать трубы за каждый прием на 0,3-0,5 м, то это указывает на то, что есть возможность освободить трубы путем расхаживания, в противном случае расхаживание следует прекратить.

      19. Если в процессе расхаживания при подъеме труб нагрузка по показаниям индикатора веса резко увеличивается или же при их натяжке сразу возрастает без перемещения труб, то это указывает на то, что трубы прихвачены либо из-за дефекта колонны, или посторонним предметом.

      20. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизической организацией [18].

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

  • спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;

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

      1. 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 дол-

        жна 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 1020 кН [18].

      2. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 114 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы – внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия [18].

      3. Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют труболовки, колоколы, 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 [18].

      4. Извлечение из скважины каната, кабеля и проволоки производится при помощи удочки, крючка и т.п. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметр шаблона для размера обсадной колонны [18].

      5. При извлечении погружного электронасоса во избежание отвинчивания насоса от протектора и двигателя пользоваться трубами с левым направлением резьбы запрещается.

      6. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба дочернего общества по согласованию с геологической службой и территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору. Это решение утверждает руководство газодобывающего дочернего общества [18].


     

    19 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


     

    19.1 Крепление слабосцементированных пород в ПЗП


     

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

  • установку фильтров;

  • заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;

  • термические и термохимические способы;

  • синтетические полимеры;

  • песчано-смолистые составы;

  • пеноцементы.

        1. 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 или создают искусственную ПЗП.

        2. Выбор и подготовку скважин для ремонта осуществляют в соответствии с действующими НД по технологии крепления призабойной зоны.

        3. Подготовительные работы

          1. Определяют температуру в зоне тампонирования, содержание механических примесей в продукции, дебит и содержание воды в продукции.

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

          3. Останавливают и глушат скважину.

          4. Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства и цементировочный агрегат.

          5. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

          6. 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.

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

          8. Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор и проверяют показатели его качества [18].

        1. Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими НД.

        2. Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц [18].

    19.2 Крепление призабойной зоны скважины цементно8песчаной смесью


     

        1. Для приготовления цементного раствора применяют чистый песок с размером зерен от 0,2 до 0,4 мм и тампонажный цемент. Весовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1:3.

        2. Перед началом работ определяют объем цементно-песчаного раствора, необходимого для крепления призабойной зоны скважины, количество сухого цемента, песка и воды, необходимых для приготовления раствора.

        3. Цементный раствор приготавливают следующими способами:

  • постепенно засыпают песок с интенсивным перемешиванием в заранее приготовленный раствор;

  • в сухом виде затворяют водой в гидравлической мешалке.

        1. Укреплению ПЗП цементно-соляро-керамзитовой смесью подлежат следующие скважины:

  • проработавшие длительное время, призабойная зона которых сильно дренирована и имеет место ее разрушение с выносом породы на поверхность или образованием песчаноглинистых пробок в эксплуатационном забое;

  • частично обводняющиеся, в которых наблюдается разрушение призабойной зоны;

  • скважины, в которых из-за разрушения пласта произошло нарушение эксплуатационной колонны в зоне фильтра.

        1. Технологический процесс крепления скважины цементно-песчаной или цементно-соляро-керамзитовой смесью осуществляют в соответствии с действующими НД.


     

    19.3 Метод создания искусственной призабойной зоны


     

        1. Восстановление призабойной зоны пласта газовой скважины предусматривает проведение следующих операций:

  • отработку скважины с целью очистки ПЗП;

  • закачку газа в скважину с целью осушки ПЗП;

  • закачку в освоенную скважину тампонажного материала, образующего проницаемый цементный камень;

  • продувку тампонажного материала в ПЗП через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны путем регулирования давления газовой шапки в затрубном пространстве;

  • глушение скважины с одновременным вымывом излишков тампонажного раствора из эксплуатационной колонны и зумпфа.

      1. После ОЗЦ проводят освоение скважины и ее отработку.

    1. Крепление призабойной зоны скважины с помощью отверждающейся технологической жидкости (ОТЖ)


       

      1. Технология укрепления ПЗП основана на способности ОТЖ (производных фурфурола) отверждаться в кислой среде. Затвердевшая масса скрепляет породу.

      2. Для создания повышенной проницаемости отверждающуюся жидкость частично вытесняют нейтральной углеводородной жидкостью – газоконденсатом или дизтопливом, а затем для ускорения отверждения прокачивают соляную кислоту.

      3. Время ожидания отверждения 3-5 сут. В этот период необходимо проводить контроль давления в скважине.

      4. Освоение объекта осуществляется продувкой газом из шлейфа или другими известными методами.

      5. Отработка скважины на факел производится на щадящем режиме, обеспечивающем вынос жидкости. После прекращения обильного выноса жидкости скважина запускается в газопровод с дебитом, обеспечивающим ее стабильную работу. Через 1 месяц эксплуатации скважины проводятся комплексные газодинамические исследования с целью определения интенсивности выноса песка и дебита газа на разных режимах.


 

20 КОНСЕРВАЦИЯ И РАСКОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

    1. Консервация и расконсервация скважин должна производиться по специальному плану, согласованному с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой в соответствии с действующей «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» [6] и действующими на месторождениях и ПХГ нормативными документами.

    2. Консервацию скважин необходимо проводить с учетом возможности проведения в ней ремонтных или других работ и повторного ввода ее в эксплуатацию.

    3. При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации должны быть проведены соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.

    4. Консервацию газовых скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, в зависимости от сроков консервации и оснащенности комплексом подземного оборудования вести в следующем порядке:

      • при консервации на срок менее трех месяцев глушение скважины не обязательно;

      • при консервации на период от трех месяцев до двух лет скважину необходимо заполнить жидкостью, обработанной ПАВ, исключающей ухудшение коллекторских свойств плас-

        та и обеспечивающей гидростатическое давление в скважине, превышающее пластовое на величину в соответствии с 7.3.6, НКТ не извлекать, а поднять над забоем скважины на 50 м в эксплуатационной колонне. На устье скважины установить трубную головку фонтанной арматуры (крестовину) с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке; снять штурвалы с задвижек арматуры и манометры; патрубки загерметизировать, фланцы задвижек оборудовать заглушками;

      • если общая продолжительность консервации более двух лет, скважину в продуктивной зоне необходимо заполнить жидкостью, исключающей снижение коллекторских свойств пласта, над интервалом перфорации установить цементный мост высотой от 25 до 50 м, а остальной объем заполнить раствором, плотность которого позволяет создать давление в скважине в соответствии с 7.3.6, извлечь НКТ, установить на устье задвижку высокого давления с контрольным вентилем, снять штурвалы с задвижек фонтанной арматуры и манометры, патрубки загерметизировать, фланцы задвижек оборудовать заглушками.

    5. Консервацию газовых скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое (коэффициент аномальности более 1,0), независимо от продолжительности сроков консервации осуществлять как при консервации на период от 3 месяцев до 2 лет.

    6. При консервации газовых скважин на месторождениях без содержания сероводорода и с содержанием сероводорода до 6 %, оснащенных комплексом подземного оборудования, вне зависимости от глубины и сроков консервации цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливать. При этом проход колонны НКТ перекрыть глухой пробкой, устанавливаемой в ниппельной части труб ниже пакера. Межколонное пространство и лифтовую колонну заполнить ингибированным раствором.

      На устье скважины установить фонтанную арматуру, оборудованную глухой пробкой, применяемой для смены фонтанной арматуры под давлением.

    7. Консервацию нефтяных скважин осуществлять так же, как консервацию газовых на период от 3 месяцев до 2 лет. Цементные мосты при консервации нефтяных скважин не устанавливать.

    8. Консервацию скважин установкой цементного моста вести в следующей последовательности:

      • закачать в скважину и продавить в пласт, блокирующую жидкость, после чего заполнить ствол скважины технологическим раствором, обеспечивающим противодавление на пласт и обработанным ингибитором гидратообразования;

      • демонтировать верхнюю часть фонтанной арматуры, смонтировать ПВО, опрессовать;

      • приподнять лифтовую колонну выше интервала перфорации;

      • установить цементный мост над продуктивным горизонтом;

      • приподнять лифтовую колонну, после ОЗЦ произвести испытание цементного моста разгрузкой инструмента, произвести опрессовку цементного моста;

      • заполнить верхнюю часть ствола скважины незамерзающей жидкостью;

      • извлечь из скважины лифтовую колонну;

      • демонтировать ПВО, смонтировать верхнюю часть фонтанной арматуры, опрессовать;

      • закрыть задвижки на фонтанной арматуре, снять штурвалы.

    9. Консервацию скважин глушением вести в следующей последовательности:

      • закачать в скважину и продавить в пласт блокирующую жидкость, после чего заполнить ствол скважины технологическим раствором, обеспечивающим противодавление на пласт и обработанным ингибитором гидратообразования;

      • заполнить верхнюю часть ствола скважины незамерзающей жидкостью;

      • лифтовую колонну не извлекать;

      • закрыть задвижки на фонтанной арматуре, снять штурвалы.

    10. Консервацию скважин установкой глухих пробок в лифтовой колонне вести в следующей последовательности:

      • установить с помощью канатной техники в посадочном ниппеле глухую пробку в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

      • отсоединить инструмент от глухой пробки (нанесением ударов вверх механическим ударником);

      • извлечь инструмент спуска и набор обязательных тросовых инструментов из скважины;

      • осмотреть инструмент спуска. Обратить внимание на состояние срезных штифтов инструмента (если среза штифтов не произошло, значит, пробка не посажена в ниппель). В последнем случае необходимо поднять пробку на поверхность, собрать ее с инструментом спуска и вновь повторить посадку;

      • закрыть задвижки на фонтанной арматуре, снять штурвалы.

    11. Консервацию скважин установкой глухих пробок в фонтанной арматуре вести в следующей последовательности:

      • установить в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры глухую пробку по инструкции фирмы-поставщика;

      • установить в боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры глухие пробки по инструкции фирмы-поставщика;

      • закрыть задвижки на фонтанной арматуре, снять штурвалы.

    12. Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола от ометки 100 м ниже подошвы ММП до устья заполнить незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины в интервале от забоя до отметки на 100 м ниже подошвы ММП буровым раствором плотностью, обеспечивающей превышение гидростатического давления составного столба жидкости в колонне над пластовым давлением, в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1].

    13. Устье законсервированной скважины ограждать. На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации. Устьевое оборудование всех консервационных скважин должно быть защищено от коррозии. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в квартал проводить проверку их состояния с соответствующей записью в специальном журнале.

    14. По окончании консервационных работ необходимо составить акт, приведенный в приложении У.

    15. Окончание консервации (расконсервации) скважин следует производить по решению организации, утверждающей акт на консервацию. Это решение является основанием для составления плана работ на вывод скважины из консервации.

    16. Расконсервацию скважин производить в следующем порядке:

  • установить штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;

  • разгерметизировать патрубки и установить манометры;

  • снять заглушки с фланцев задвижек;

  • фонтанную арматуру подвергнуть гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;

  • скважину промыть, при необходимости произвести доспуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья освоить и ввести в эксплуатацию;

  • при наличии в скважине цементного моста или предохранительного стакана последний необходимо разбурить, скважину промыть до искусственного забоя, спустить колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину освоить.

 

 

21 РЕМОНТ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КАНАТНОЙ ТЕХНИКИ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

21.1 Подготовительные работы


 


 

работ.


 

      1. Установить на устье скважины специальную площадку для безопасного ведения


         

      2. Установить с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья гидрав-

        лическую лебедку. При этом необходимо обеспечить оператору хороший обзор устья, ролика на сальнике, натяжного ролика. Угол перегиба проволоки не должен превышать 88о – 92о, направление протянутой к скважине проволоки должно быть перпендикулярным к оси барабана. Лебедка должна быть обеспечена звуковой и световой сигнализацией.

      3. Подготовить комплект канатного оборудования и инструмента к работе. Мастер обязан лично проверить состояние лубрикатора, превентора, талевой системы [8].

      4. Присоединить грузовые штанги к канатному замку, пропустить их внутрь лубрикатора, подсоединить к ним ясс и инструмент [8].

      5. Установить и закрепить лубрикатор с превентором на превенторную катушку, опрессовать на рабочее давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, получить разрешение на производство работ от противофонтанной службы. Монтаж лубрикатора производить при закрытой надкоренной задвижке с использованием мачты.

      6. Смонтировать датчик индикатора веса с тросом и натяжным роликом. Установить показания индикатора веса и счетчика длины на нулевую отметку [18].


 

21.2 Технологические операции


 

      1. Открывают задвижку и опускают на тросе инструмент в скважину без резких остановок и торможений на второй скорости.

      2. Не доходя 30-40 м до заданной глубины, останавливают и поднимают инструмент на 20-30 м, фиксируют его вес. Дальнейшее опускание до заданной глубины ведут на пониженной скорости.

      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.

      4. В наклонно направленных скважинах в компоновку опускаемого инструмента дополнительно включают один или два шарнирных соединения на расстоянии от 1 до 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.

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

        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.

        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) [18].

      6. Установку приустьевого клапана-отсекателя, управляемого с поверхности, производят в следующем порядке:

        • присоединить клапан-отсекатель к опускаемому инструменту;

        • опустить клапан-отсекатель до посадочного ниппеля;

        • ударами вниз с помощью ясса установить клапан-отсекатель в посадочном ниппеле. После 10-12 ударов произвести натяжку троса (1,0-1,5 кН) лебедкой для проверки надежности установки клапана-отсекателя в посадочном ниппеле;

        • после посадки клапана ударами вверх с помощью ясса отсоединить от клапана спускаемый инструмент и поднять его на поверхность.

      7. Открытие клапана-отсекателя, (скоростного действия) в случае его аварийного закрытия производится путем выравнивания давления над и под ним:

        • при помощи канатной техники открытием выравнивающего клапана;

        • закачкой жидкости (вода, рапа, метанол).

      8. 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 давления над и под клапаномотсекателем [18].

      9. Установку обратных клапанов и глухих пробок производить аналогично установке клапанов-отсекателей.

      10. 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 1-2 м, 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.

        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 удар яссом вниз. После выхода инструмента из скользящей гильзы его два-три раза пропускают через гильзу и убеждаются в ее закрытом положении.

      11. 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 [18].

Приложение А

(обязательное)

Последовательность выполнения работ при капитальном ремонте скважин (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

image

Приложение Б

(справочное)

Технический табель оснащения бригады капитального ремонта скважин (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

Таблица Б.1


 

image

Продолжение табл. Б.1


 


 

image

Окончание табл. Б.1


 


 

image

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7   ..