Р Газпром 2-3.3-476-2010

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   234  235  236  237  238  239  ..

 

объектов 2-3.3-476-

Москва 2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ


 

Р Газпром 2-3.3-476-2010


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 25 июня 2010 года


 

© ОАО «Газпром», 2010

© ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии

с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения 2

  4. Общие положения 4

  5. Технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин 5

    1. Подготовительные работы к ремонту скважин 5

    2. Ремонт фонтанной арматуры 6

    3. Ремонт скважин без извлечения лифтовой колонны 6

    4. Ремонт скважин с извлечением верхней части лифтовой колонны

      без эксплуатационного пакера 9

    5. Ремонт скважин с извлечением лифтовой колонны

      с эксплуатационным пакером 12

    6. Освоение скважины 14

  6. Перечень технических средств и технологического оборудования

    для капитального ремонта газовых скважин 15

  7. Мероприятия промышленной и противофонтанной безопасности 16

Приложение А (рекомендуемое) Форма плана на капитальный ремонт скважины 18

Библиография 21


 

III

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ


 

image


 

Дата введения 2011-06-01


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящие рекомендации предлагают основные технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, оснащенных по пакерной схеме и имеющих в составе лифтовой колонны эксплуатационный пакер, циркуляционный клапан, приустьевой клапан-отсекатель, датчик давления и температуры и другое внутрискважинное оборудование.

    2. Настоящие рекомендации предназначены для использования структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» в проектах разработки и обустройства Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, в проектах на капитальный ремонт скважин, а также при проведении работ по капитальному ремонту скважин.


       

  2. Нормативные ссылки


     


     

    дарты:

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-


     

    ГОСТ 1667-68 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Тех-

    нические условия

    ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

    ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

    СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-3.2-037-2005 Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения


     


     

    image

    Издание официальное

    СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

    СТО Газпром 2-3.2-144-2007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические требования и решения

    СТО Газпром 2-3.2-193-2008 Руководство по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин

    СТО Газпром 2-3.2-197-2008 Заканчивание не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера

    СТО Надымгазпром 009-2007 Технологический регламент по ведению ремонтных работ в скважинах месторождений ООО «Надымгазпром»

    СТО Газпром добыча Надым 019-2010 Технологический регламент по подготовке, испытанию и спуску комплексов подземного оборудования на скважинах Бованенковского НГКМ

    Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения


     

    1. В настоящих рекомендациях применены термины и определения по СТО Газпром 2-3.2-144, Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], в том числе следующие термины с соответствующими определениями:


       

      3.1.1 безмуфтовая длинномерная труба: Непрерывная колонна гибких стальных труб,

      обладающая высокой циклической прочностью и служащая для выполнения спускоподъемных операций, операций ремонта (или бурения) скважины.

      [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.5]

       


       

      3.1.2 газовая скважина: Скважина, обеспечивающая транспорт газа из пласта на по-

      верхность за счет его естественной пластовой энергии. [СТО Газпром 2-3.2-144-2007, пункт 3.2]

       


       

      3.1.3 газогидратная пробка: Гидратные отложения, образовавшиеся в колонне лифтовых

      труб и перекрывшие ствол скважины.

      [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.7]

       


       

      3.1.4 кольцевое пространство: Пространство между лифтовой колонной и безмуфтовой

      длинномерной трубой.

      [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.9]

       


       

      3.1.5 лифтовая колонна: Колонна насосно-компрессорных труб в скважине, служащая

      для подъема газа на поверхность и предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и термобарических нагрузок.

      [СТО Газпром 2-3.2-144-2007, пункт 3.10]

       


       

      3.1.6 растепление газогидратной пробки: Технологический процесс ликвидации газогид-

      ратной пробки, включающий процедуры разрушения и выноса разрушенных частиц на устье скважины.

      [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.15]

       


       

      3.1.7 лифтовая труба: Труба, монтируемая в составе лифтовой колонны и имеющая наружный диаметр более 114 мм.

      3.2 В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: БДТ – безмуфтовая длинномерная труба;

      ВМР – водометанольный раствор; ВУС – вязкоупругий состав;

      ВЧ – военизированная часть; ГВК – газоводяной контакт;

      ГДИ – газодинамические исследования;

      ГИС – геофизические исследования скважин; ГНВП – газонефтеводопроявления;

      ГПУ – газопромысловое управление; ДУ – добывающее управление;

      ДЭС – дизель-электростанция; КГ – колонная головка;

      КОУ – приустьевой клапан-отсекатель; КП – кольцевое пространство;

      КПО – комплекс подземного оборудования; КРС – капитальный ремонт скважин;

      ЛК – лифтовая колонна;

      ММП – многолетнемерзлые породы;

      НКТ – насосно-компрессорная труба; НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

      НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение; ОК – обратный клапан;

      ПВО – противовыбросовое оборудование; ПЗП – призабойная зона пласта;

      ППА – передвижной подъемный агрегат; ППУ – передвижная паровая установка;

      ПТО – производственно-технологический отдел; РК – разъединитель колонны;

      ТГ – трубная головка;

      ТЛТ – теплоизолированная лифтовая труба;

      УНГ – установка нагнетания газа (передвижная азотно-компрессорная установка); ФА – фонтанная арматура;

      ФЛ – факельная линия;

      ЦК – циркуляционный клапан;

      Рпл – пластовое давление;

      Рст – статическое давление;

      Рб – давление на буфере (головке) ФА;

      Рзатр – затрубное давление;

      Рмк – давление в межколонном пространстве;

      Ршл – давление в шлейфе; Ту – температура на устье; – дебит скважины.


       

  4. Общие положения


     

    1. Газовые скважины Бованенковского НГКМ в соответствии с СТО Газпром 2-3.3-044, Р Газпром 2-3.3-258-2008 [2] оснащаются КПО.

    2. При ремонте газовых скважин Бованенковского НГКМ, оснащенных по пакерной схеме, рекомендуется выделить следующие категории работ:

      • ремонт ФА;

      • ремонт скважин без извлечения ЛК;

      • ремонт скважин с извлечением верхней части ЛК – без извлечения эксплуатационного пакера;

      • ремонт скважин с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером.

    3. При проведении КРС следует руководствоваться СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009, ПБ 08-624-03 [3], а также регламентами и инструкциями, действующими на Бованенковском НГКМ.

    4. Работы по КРС следует проводить по плану работ, форма которого приведена в приложении А.

    5. Установка глухой пробки в посадочном ниппеле для отсечения продуктивного пласта при избыточном давлении под пробкой возможна только в КПО производства фирмы Baker Oil Tools, в котором используется пробка с замковой частью.

      При установке глухой пробки в посадочном ниппеле в КПО фирмы Weatherford трубное пространство скважины над пробкой следует заполнить жидкостью глушения соответствующей плотности.

    6. При выполнении всех технологических операций, требующих поддержания КОУ в открытом состоянии, необходимо вести постоянный контроль давления в линии управления КОУ.

    7. При проведении работ, связанных с использованием канатной техники и колтюбинга, следует устанавливать предохранительную втулку в КОУ.


       

  5. Технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин


     

    1. Подготовительные работы к ремонту скважин

      1. Подготовительные работы рекомендуется проводить согласно СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009.

        В процессе подготовительных работ следует провести:

        • транспортирование оборудования и бригады по КРС на скважину;

        • установку емкостного парка;

        • монтаж ФЛ, задавочной линии (при необходимости);

        • глушение скважины (при необходимости);

        • установку ППА или колтюбинговой установки;

        • установку рабочей площадки и приемных мостков;

        • монтаж машинных ключей;

        • монтаж и заземление электрооборудования, емкостей, ДЭС;

        • установку глубинной лебедки;

        • проверку готовности скважины к ремонту.

    2. Ремонт фонтанной арматуры

      1. Работы по ремонту ФА рекомендуется проводить следующим образом:

        • спустить через установленный на фланце буферной задвижки ФА лубрикатор с помощью глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящего в комплект КПО, глухую пробку и установить ее в посадочном ниппеле, расположенном ниже эксплуатационного пакера, либо в посадочном профиле ЦК;

        • после установки глухой пробки провести проверку на герметичность (при открытом КОУ снизить давление в НКТ до нуля) – для КПО Baker Oil Tools, для КПО фирмы Weatherford заполнять ствол НКТ жидкостью глушения;

        • закрыть КОУ в соответствии с инструкцией по работе с КПО и рекомендациями изготовителя КПО;

        • установить ОК в подвеску НКТ с помощью инструмента, входящего в комплект ФА, в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя;

        • провести работы по ремонту или замене неисправных элементов елки ФА;

        • опрессовать елку ФА;

        • в обратной последовательности пустить скважину в работу. Извлечение глухой пробки из КПО Baker Oil Tools после ремонта проводить с противодавлением (создать давление газа над пробкой не ниже ожидаемого статического);

        • при извлечении глухой пробки из скважины жидкость глушения следует заместить газом, подавая газ по БДТ с созданием противодавления на глухую пробку не ниже ожидаемого гидростатического давления.

      2. Ремонт ФА допускается проводить без установки глухой пробки в посадочном ниппеле.

    3. Ремонт скважин без извлечения лифтовой колонны

      1. Без извлечения ЛК рекомендуется проводить следующие виды работ:

        • ликвидацию газогидратной пробки в трубном пространстве скважины;

        • кислотную обработку ПЗП;

        • дополнительную или повторную перфорацию.

          Указанные виды работ следует проводить с использованием колтюбинговой установки.

      2. Ликвидацию газогидратных пробок рекомендуется проводить путем закачивания в интервал образования пробки под давлением через БДТ 30–40 %-ного ВМР, последующего, по мере разрушения пробки, плавного спуска БДТ до низа пробки, с одновременной циркуляцией по замкнутой системе промывочной жидкости в КП.

        После разрушения пробки следует:

        • пустить скважину в работу через факельное устройство;

        • допустить БДТ ниже интервала ММП с одновременным прокачиванием ВМР с пониженным расходом;

        • провести циркуляцию ВМР в течение двух циклов, расход ВМР при этом должен быть подобран с учетом исключения задавливания скважины.

        Для скважин, оборудованных ТЛТ, допускается применение ВМР, нагретого до температуры плюс 60–80 С при помощи ППУ.

        Для скважин, не оборудованных ТЛТ, допускается нагрев ВМР до плюс 30 С при помощи

        ППУ.


         

      3. Перед проведением работ по растеплению газогидратной пробки следует:

        • провести отбивку текущего забоя с целью определения местоположения головы газо-

          гидратной пробки с помощью канатной техники, при открытом КОУ спустить предохранительную втулку в КОУ, демонтировать тросовый подъемник с устья скважины;

          • приготовить необходимое количество промывочной жидкости, определяемое с учетом потерь на циркуляцию при отработке скважины на факельное устройство;

          • смонтировать колтюбинговую установку и колтюбинговое оборудование;

          • укомплектовать БДТ дополнительными элементами (РК, ОК, промывочной насадкой типа «перо»);

          • опрессовать БДТ на барабане колтюбинговой установки с использованием ВМР на полуторакратное от максимально ожидаемого рабочего давление (опрессовку следует проводить с помощью ОК или заглушки, монтируемой на конце БДТ. ОК следует смонтировать на БДТ в положении, противоположном рабочему, при этом время выдержки под давлением должно составлять 15 мин);

          • опрессовать блок превенторов на давление в соответствии с указанным в плане работ, но не превышающее давление опрессовки ФА.

      4. Растепление газогидратной пробки рекомендуется проводить в следующей последовательности:

          • после монтажа колтюбинговой установки спустить в скважину БДТ до головы газогидратной пробки со скоростью не более 0,4 м/с при постоянной циркуляции промывочной жидкости;

          • снизить скорость спуска БДТ до 0,20 м/с за 50 м до предполагаемого места размещения головы газогидратной пробки, а за 5 м – до 0,01 м/с;

          • разрушить и промыть газогидратную пробку по замкнутому циклу путем гидравлического (механического) и теплохимического воздействия подогретого ВМР, обеспечивая вынос разрушенных частиц пробки на устье через КП;

          • по мере разрушения газогидратной пробки БДТ следует медленно (со скоростью 0,01 м/с) спускать в скважину до полного удаления пробки, о чем будет свидетельствовать резкое изменение (скачок) давления;

          • промыть скважину в интервале пробки и ниже подошвы ММП с циркуляцией промывочной жидкости через КП с отработкой скважины на факельное устройство не менее 2–3 ч до выхода ее на рабочий режим;

          • извлечь БДТ из скважины.

      5. Перед проведением работ по обработке ПЗП кислотным раствором следует:

          • приготовить расчетное количество кислотного раствора и продавочной жидкости;

          • смонтировать колтюбинговую установку и колтюбинговое оборудование;

          • укомплектовать БДТ дополнительными элементами (РК, ОК, промывочной насадкой типа «перо»);

          • опрессовать БДТ на барабане колтюбинговой установки с использованием ВМР на полуторакратное от максимально ожидаемого рабочего давление (опрессовку следует проводить с помощью ОК или заглушки, монтируемой на конце БДТ. ОК следует смонтировать на БДТ в положении, противоположном рабочему, при этом время выдержки под давлением должно составлять 15 мин);

          • опрессовать блок превенторов на давление в соответствии с указанным в плане работ, но не превышающее давление опрессовки ФА.

      6. Кислотные обработки скважин рекомендуется проводить с учетом геологических условий залежи и технического состояния скважин установкой кислотных ванн, кислотных обработок ПЗП.

      7. Установку кислотной ванны рекомендуется проводить в следующей последовательности:

          • при открытом КОУ спустить в скважину БДТ до интервала перфорации со скоростью не более 0,4 м/с;

          • закачать в ПЗП расчетное количество кислотного раствора;

          • продавить кислотный раствор расчетным количеством продавочной жидкости при тех же параметрах, при которых проводилось закачивание кислотного раствора;

          • оставить скважину на технологическую выдержку не менее 2 ч для реагирования кислотного раствора с породой закольматированной части пласта;

          • после завершения технологической выдержки следует провести вызов притока и отработать скважину на факел через КП не менее 2 ч до выхода ее на рабочий режим;

          • извлечь БДТ из скважины.

      8. Дополнительную или повторную перфорацию скважины рекомендуется проводить с учетом геологических условий залежи и технического состояния скважины в газовой среде.

      9. Дополнительную или повторную перфорацию эксплуатационной колонны следует проводить после завершения подготовительных работ, подтвержденных актом готовности, в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-197.

        Перфорацию скважиины проводит специализированная геофизическая организация, имеющая допуск на выполнение данного вида работ.

      10. Перфорацию следует проводить перфораторами с повышенной проникающей способностью и с низким фугасным воздействием на обсадную колонну – так называемую щадящую или пластическую перфорацию.

        Для исключения возможных аварийных ситуаций рекомендуется ограничить длину сборки перфоратора до 2 м.


         

        пакера

    4. Ремонт скважин с извлечением верхней части лифтовой колонны без эксплуатационного


       

      1. Работы по ремонту скважины с извлечением ЛК без извлечения эксплуатационного

        пакера рекомендуется проводить следующим образом:

        а) спустить через установленный на головке ФА лубрикатор с помощью глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящего в комплект КПО, глухую пробку и установить ее в посадочном ниппеле, расположенном ниже эксплуатационного пакера или в посадочном профиле ЦК;

        б) с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя и выровнять давление в трубном и затрубном пространствах скважины;

        в) заполнить ствол скважины выше эксплуатационного пакера технологической жидкостью соответствующей плотности, обеспечивающей противодавление на глухую пробку ве-

        личиной не менее 1,05Рст, продавить ее в затрубное пространство через открытый ЦК и вытес-

        нить из затрубного пространства надпакерную жидкость, собирая ее в специальную емкость для повторного использования или утилизации;

        г) вставить предохранительную втулку в КОУ, раскрепить соединение линии управления КОУ, демонтировать ФА с адаптером ФА, проложить линию управления КОУ через ПВО, смонтировать на корпусе ТГ ПВО;

        д) в РК провести отсоединение верхней части ЛК с открытым ЦК от КПО согласно руководству по эксплуатации завода-изготовителя;

        е) извлечь верхнюю часть ЛК из скважины на поверхность, с периодическим доливом скважины, отсоединить линию управления КОУ, наматывая линию управления КОУ и скважинный кабель датчика давления и температуры на специальные катушки;

        ж) демонтировать ПВО, ТГ;

        и) после извлечения из скважины элементов КПО провести:

        • ревизию и ремонт демонтированной елки ФА и ТГ;

        • замену (при необходимости)первичных и вторичных уплотнений КГ в соответствии с 5.4.2;

        • ревизию и замену неисправных лифтовых труб;

        • ревизию и замену неисправных элементов КПО;

        • ремонт устьевого оборудования с последующей опрессовкой на стенде на пробное

        давление;


         

        ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны и хвостовика в соот-

        ветствии с 5.4.3, 5.4.4;

        к) после завершения ревизии и замены неисправных труб и элементов КПО спустить в скважину верхнюю часть ЛК, провести соединение ЛК с КПО в РК согласно руководству по эксплуатации завода-изготовителя, опрессовать трубное пространство на рабочее давление; л) демонтировать ПВО, смонтировать на корпусе ТГ адаптер ФА, елку ФА и линию

        управления КОУ;

        м) установить лубрикатор, опрессовать ФА с лубрикатором на рабочее давление;

        н) открыть ЦК с использованием глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящих в комплект КПО;

        п) провести замену технологической жидкости в затрубном пространстве на надпакерную жидкость, закрыть ЦК;

        р) извлечь на поверхность глухую пробку; с) провести вызов притока по 5.6.

      2. Замену первичных и вторичных уплотнений КГ рекомендуется проводить в следующей последовательности:

        • провести скребкование эксплуатационной колонны в интервале установки пакерпробки;

        • спустить извлекаемый пакер-пробку в эксплуатационную колонну диаметром 245 мм на глубину 30 м, опрессовать на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны;

        • демонтировать ПВО, ТГ;

        • провести ревизию и замену элементов ТГ, первичных и вторичных элементов КГ;

        • смонтировать ТГ, ПВО, опрессовать ПВО;

        • провести опрессовку первичного и вторичного уплотнений нагнетанием пластификатора через опрессовочные каналы в корпусе КГ и ТГ;

        • извлечь на поверхность пакер-пробку, при необходимости провести долив скважины.

      3. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется проводить в следующей последовательности:

        • провести комплекс ГИС в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [4] для уточнения места негерметичности и характера повреждений, таких как негерметичность резьбовых соединений, смятие колонны, наличие трещин и др. (в зависимости от характера повреждений работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны следует проводить по отдельному плану, согласованному в установленном порядке с учетом рекомендаций СТО Газпром РД 2.1-140 и СТО Надымгазпром 009);

        • провести скребкование интервала установки пакер-пробки;

        • установить извлекаемый пакер-пробку со шламоуловителем в эксплуатационную колонну на 30 м ниже интервала негерметичности;

        • провести работы по определению приемистости интервала пласта;

        • провести работы по ликвидации негерметичности колонны или с использованием металлических пластырей или закачиванием и продавливанием в интервал негерметичности ВУС;

        • после проведения работ по ликвидации негерметичности следует опрессовать эксплуатационную колонну на давление, установленное в проекте на строительство скважины;

        • провести промывку скважины не менее двух циклов;

        • извлечь пакер-пробку на поверхность.

      4. Установку металлических пластырей следует проводить согласно СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009 и руководству по эксплуатации завода-изготовителя.

      5. Установка металлического пластыря не должна приводить к уменьшению внутреннего диаметра эксплуатационной колонны более чем на 5 мм на сторону.

      6. Установку металлического пластыря в интервале негерметичности, расположенном выше глубины установки КОУ, проводить не рекомендуется, в этом случае работы по ликвидации негерметичности следует проводить с использованием ВУС.

      7. ВУС должен отвечать следующим требованиям:

        • не иметь твердой фазы;

        • иметь время схватывания, достаточное для продавливания его в интервал негерметичности и вымывания оставшегося ВУС из ствола скважины;

        • обеспечивать ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны без докрепления цементным раствором;

        • быть нейтральным (инертным) к надпакерной жидкости, закачиваемой в затрубное пространство при эксплуатации;

        • обеспечивать герметичность скважины в условиях изменения температуры при эксплуатации скважины;

        • иметь вязкость, обеспечивающую продавливание ВУС в интервал негерметичности давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны.

        При наличии в колонне нескольких дефектов ликвидацию каждого дефекта следует проводить последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением пакер-пробку на расстоянии 30 м.

      8. Ликвидацию негерметичности эксплуатационного хвостовика следует проводить с использованием ВУС. Применение металлических пластырей не рекомендуется.

      9. В случае обнаружения негерметичности в интервале менее 30 м над пакером работы по ликвидации негерметичности без извлечения эксплуатационного пакера выполнять не рекомендуется, в этом случае работы следует проводить по 5.5.

      10. Ремонт скважин, оснащенных скважинными датчиками давления и температуры, установленными ниже эксплуатационного пакера, следует проводить с извлечением ЛК с КПО.

    1. Ремонт скважин с извлечением лифтовой колонны с эксплуатационным пакером

      1. Перед проведением работ по ремонту скважины с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером скважину следует заглушить. Глушение следует проводить закачиванием блокирующего раствора через трубное пространство в интервал перфорации с последующим заполнением ствола скважины жидкостью глушения, а после открытия ЦК – заполнением жидкостью глушения затрубного пространства с вытеснением надпакерной жидкости из затрубного пространства жидкостью глушения и сбором надпакерной жидкости в специальную емкость.

        Допускается проводить глушение скважины путем закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения по ЛК с соблюдением требований СТО Газпром РД 2.1-140.

      2. Глушение скважины следует проводить после определения величины текущего пластового давления и расчета необходимой плотности блокирующего раствора и жидкости глушения, определения потребного количества блокирующего раствора, жидкости глушения и компонентов для их приготовления.

      3. Блокирующий раствор следует выбирать с учетом фильтрационных свойств породы коллектора. Блокирующий раствор должен обеспечивать блокирование продуктивного пласта, препятствовать проникновению технологических жидкостей в пласт на весь период проведения ремонтных работ.

      4. Глушение скважины с использованием колтюбинговой установки рекомендуется проводить в следующей последовательности:

        • спустить БДТ в интервал перфорации;

        • через БДТ последовательно закачать в интервал перфорации расчетные объемы блокирующего раствора и жидкости глушения, с периодическим выпуском из трубного пространства газовой шапки;

        • извлечь БДТ из скважины;

        • смонтировать лубрикатор на буферной задвижке ФА;

        • с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя, выровнять давление в трубном и затрубном пространствах;

        • заполнить ствол скважины выше эксплуатационного пакера жидкостью глушения соответствующей плотности, обеспечивающей противодавление на пласт, вытеснить из затрубного пространства надпакерную жидкость;

        • провести технологический отстой скважины не менее 12 ч, после выравнивания давления проконтролировать наличие переливов или поглощения в скважине. При необходимости следует провести дополнительный цикл глушения.

      5. Работы по ремонту скважины с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером рекомендуется проводить следующим образом:

        • выполнить работы согласно перечислениям г), д), е), ж) 5.4.1;

        • спустить в скважину инструмент извлечения пакера и привести эксплуатационный пакер в транспортное положение, приподнять НКТ с эксплуатационным пакером, промыть скважину в течение двух циклов;

        • при невозможности привести эксплуатационный пакер в транспортное положение инструментом извлечения следует провести его извлечение по дополнительному плану работ;

        • провести подъем эксплуатационного пакера с подпакерным хвостовиком на поверхность с постоянным доливом жидкости глушения.

      6. После извлечения из скважины элементов КПО следует провести:

        • ревизию и замену неисправных НКТ;

        • ревизию и замену неисправных элементов КПО;

        • ремонт демонтированного устьевого оборудования с последующей опрессовкой его на стенде на величину пробного давления;

        • ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны и хвостовика эксплуатационной колонны в соответствии с 5.4.3, 5.4.4;

        • замену первичного уплотнения КГ, монтаж ТГ и замену вторичного уплотнения в соответствии с 5.4.2 (при необходимости);

        • ревизию и ремонт демонтированной ФА, ТГ.

      7. При обнаружении негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется провести комплекс ГИС в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [4] для уточнения места негерметичности и характера повреждений, таких как негерметичность резьбовых соединений, смятие колонны, наличие трещин и др.

      8. В зависимости от характера повреждений работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны следует проводить по отдельному плану, согласованному в установленном порядке с учетом рекомендаций СТО Газпром РД 2.1-140 и СТО Надымгазпром 009.

      9. После устранения негерметичности эксплуатационную колонну следует повторно опрессовать. О результатах работ по устранению негерметичности колонны следует составить соответствующий акт.

      10. Спуск ЛК с эксплуатационным пакером следует проводить согласно действующим на месторождении технологическим регламентам, например СТО Газпром добыча Надым 019.

      11. Дальнейшие работы рекомендуется проводить в следующей последовательности:

  • демонтировать ПВО, смонтировать на корпус ТГ адаптер ФА, елку ФА и линию управления КОУ;

  • установить лубрикатор, опрессовать ФА с лубрикатором на рабочее давление;

  • с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя, выровнять давление в трубном и затрубном пространствах;

  • провести замену технологической жидкости в затрубном пространстве на надпакерную жидкость, закрыть ЦК;

  • провести вызов притока по 5.6.


     

      1. Освоение скважины

        1. Освоение скважины рекомендуется проводить заменой технологического раствора, находящегося в скважине, на углеводородную жидкость меньшей плотности (например, на газовый конденсат плотностью 750 кг/м3 по ТУ 51-05751745-09-97 [5], дизельное топливо

          по ГОСТ 1667, нефть по ГОСТ Р 51858, ВМР) согласно СТО Газпром 2-3.2-197, СТО Газпром 2-3.2-037, СТО Надымгазпром 009.

        2. Работы по освоению скважины рекомендуется выполнять с помощью колтюбинговой установки в соответствии с РД 00158758-227-2001 [6] и НД 00158758-249-2003 [7].

        3. Отработку скважины рекомендуется проводить на шайбах, обеспечивающих депрессию на пласт до 20 % от пластового давления, до стабилизации устьевых параметров, но не более 72 ч.

          Необходимость увеличения времени на отработку эксплуатационной скважины на факел при недостаточной очистке забоя скважины обосновывается геологической службой организации-недропользователя.

        4. В случае отсутствия притока из пласта по 5.6.1 дальнейший вызов притока рекомендуется осуществлять подачей газа от соседней скважины газированием жидкости в ЛК с использованием установок УНГ или аналогичных, при этом следует руководствоваться требованиями правил ПБ 08-624-03 [3], СТО Газпром РД 2.1-140 и действующими на месторождении руководящими документами.

        5. После отработки скважины на факел для определения оптимального технологического режима эксплуатации следует провести ГДИ в соответствии с Инструкцией [8].


     

    1. Перечень технических средств и технологического оборудования для капитального ремонта газовых скважин

      1. До начала ведения работ по ремонту скважин ремонтную бригаду следует укомплектовать техническими средствами и технологическим оборудованием в соответствии с СТО Надымгазпром 009 (приложения 3, 4), в том числе виброситом, гидроциклоном и другим необходимым оборудованием для приготовления и очистки промывочных растворов.

      2. Для работы с КПО бригады КРС дополнительно следует укомплектовать:

  • глубинной лебедкой с малогабаритным превентором и лубрикатором необходимой длины, комплектом инструмента для установки, извлечения и управления элементами оборудования;

  • КПО с необходимым вспомогательным оборудованием;

  • стационарным гидравлическим ключом с компьютерной системой контроля и регистрацией момента свинчивания;

  • консистентной смазкой для резьбовых соединений ЛК;

  • жидкостью для гидравлического управления КОУ;

  • тройником с игольчатым вентилем и манометром со шкалой до 70 МПа для контроля давления в линии управления КОУ;

  • ручным насосом с присоединительным разъемом высокого давления на рабочее давление до 70 МПа;

  • гидравлическим устройством для сжатия протекторов на муфтах ЛК;

  • протекторной втулкой для КОУ, предназначенной для удержания КОУ в открытом положении независимо от давления в линии управления;

  • набором присоединительных фитингов для крепления и герметизации линии управ-

ления;


 

комплектом инструментов и приспособлений для работы с ФА.


 

  1. Мероприятия промышленной и противофонтанной безопасности


 

7.1. При выполнении работ по КРС Бованенковского НГКМ в целях обеспечения промышленной и противофонтанной безопасности следует руководствоваться положениями Правил ПБ 08-624-03 [3], СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009, ППБ 01-03 [9], ВППБ 01-04-98 [10].

    1. При выполнении работ по спуску и подъему ЛК следует руководствоваться СТО Газпром добыча Надым 019.

    2. При одновременном выполнении работ по бурению, освоению, ремонту и эксплуатации скважин следует руководствоваться СТО Газпром 2-3.2-037.

    3. Инженерно-техническим работникам и рабочим, осуществляющим работы по КРС, следует пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями ВРД 39-1.14-021-2001 [11].

    4. Перед проведением работ по КРС бригаду следует обучить и проинструктировать по безопасному ведению работ на случай ГНВП (выброса) в соответствии с «Планом ликвидации возможных газопроявлений» и «Планом практических действий бригады при возникновении газопроявлений на скважине», составленных согласно рекомендациям ПБ 08-624-03 [3].

    5. При проведении работ по КРС следует использовать ПВО, смонтированное по ГОСТ 13862, испытанное на максимально ожидаемое в процессе работ давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны.

    6. Все технологические растворы и материалы, применяемые при опрессовке КПО и работах по его спуску и установке в скважине, должны транспортироваться и храниться в закрытых емкостях. Сбор технологических жидкостей следует проводить в емкости. Разлив технологических жидкостей не допускается.

    7. При спуске и установке КПО, а также в процессе освоения скважины необходимо назначить ответственное лицо, контролирующее давление в линии управления КОУ и (при необходимости) регулировку давления с целью поддержания КОУ в открытом положении.

    8. При закачивании теплых (подогретых) жидкостей или пара следует осуществлять постоянный контроль за величиной давления в системе «КОУ – линия управления», не допуская превышения давления выше установленной величины, вызванного ростом температуры в линии управления КОУ.

    9. В случае возникновения аварийной ситуации или открытого фонтана работы по их ликвидации следует осуществлять силами ВЧ в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-193 и РД 1.2-094-2004 [12].

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Форма плана на капитальный ремонт скважины


 

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

Зам. генерального директора – Заместитель генерального директора

главный геолог по производству

«Организации недропользователя» «Организации недропользователя»


 


 

image image image image

подпись расшифровка подписи подпись расшифровка подписи

« » 20 г. « » 20 г.


 

Районный инженер ВЧ

ООО «Газпром газобезопасность»


 


 

image image

подпись расшифровка подписи

« » 20 г.


 

ПЛАН


 

работ на капитальный ремонт скважины №


 

Месторождение

Категория сложности


 

  1. Конструкция скважины

    1. Глубина скважины м.

    2. Направление мм – м, зацементировано до устья.

    3. Кондуктор мм – м, зацементирован до , опрессован на МПа – герметичен.

    4. Эксплуатационная колонна мм – м, зацементирована до глубины м от устья, опрессована на МПа – герметична. Толщина стенки мм.

    5. Лифтовая колонна диаметром мм спущена на глубину м. Компоновка лифтовой колонны:

      Тип резьбы:

    6. Интервал установки пакера:

    7. Интервал перфорации:

    8. Искусственный забой: м.

    9. Устье скважины оборудовано колонной головкой и фонтанной арматурой:


       


       

      image

    10. Расстояние от стола ротора до – м.

    11. Объем скважины: м3. 2 Текущее состояние скважины:

    1. Горизонт эксплуатации: .

    2. Текущее статическое давление по состоянию на : Рпл = МПа;

      Рст = МПа.

    3. Скважина в , рабочие параметры за г.: Рб = МПа,

      Рзатр = МПа, Рмк = МПа, Ршл = МПа, Ту С,

      = тыс. м3/сут.

    4. Химанализ выносимой жидкости: .

    5. ГВК от г.: .


 

  1. Цель ремонта:


     


     

    image


     


     

    image

  2. Порядок производства работ:


 


 

image


 


 

image

Примечание –


 


 

image


 


 

image

Главный инженер ремонтной организации


 

image

Главный геолог ремонтной организации


 


 

image

Начальник ПТО ремонтной организации

Визы:

Начальник отдела разработки месторождения

«Организации недропользователя»


 

image

Начальник производственного отдела

«Организации недропользователя»


 

image


 

Главный инженер ДУ (ГПУ, НГДУ)


 

Главный геолог ДУ (ГПУ, НГДУ)

Библиография


 

[1] Рекомендации ОАО «Газпром»

Р Газпром 2-3.3-397-2009


 

[2] Рекомендации ОАО «Газпром»

Р Газпром 2-3.3-258-2008


 

[3] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

4] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-072-01

[5] Технические условия Ново-Уренгойского газоперерабатывающего завода ТУ 51-05751745-09-97

[6] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз»

РД 00158758-227-2001

[7] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-249-2003

Технологии растепления газогидратных и промывки песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях аномальнонизкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири

Компоновки устьевого и внутрискважинного

оборудования многозабойных газовых скважин Бованенковского НГКМ

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах Газоконденсат


 

Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Надымгазпром» Технологический регламент по освоению скважин с помощью колтюбинговой установки

на месторождениях севера Западной Сибири

[8] Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Мингазпромом СССР 14.06.79)

[9] Правила пожарной безопасности МЧС России

ППБ 01-03

[10] Ведомственные правила пожарной безопасности Минэнерго России ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации


 

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

Р Газпром 2-4.4-478-2010


 

[11] Руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.14-021-2001

[12] Руководящий документ ООО «Газобезопасность» РД 1.2-094-2004

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в Открытом акционерном обществе «Газпром»

Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: капитальный ремонт, газовая скважина, Бованенковское НГКМ


 

image


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Ю.Е. Шипилова


 

image

Подписано в печать 21.03.2011 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 53 экз. Уч.-изд. л. 2,4. Заказ ИД-26134-3.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.