|
Стр. 3
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
-3
проницаемостью менее 50 x 10 кв. мкм.
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 ГГРП [10].
Таблица 6
ЗАВИСИМОСТЬ ОПТИМАЛЬНОЙ
ПОЛУДЛИНЫ ТРЕЩИНЫ ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА
----------T-------T-------T---------T---------T---------T--------¬
¦ -3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦k x 10 ,¦ 100 ¦ 10 ¦ 1 ¦ 0,5 ¦ 0,1 ¦ 0,05 ¦
¦кв. мкм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-------+-------+---------+---------+---------+--------+
¦L, м ¦40 - 65¦50 - 90¦100 - 190¦135 - 250¦250 - 415¦320 - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦500 ¦
L---------+-------+-------+---------+---------+---------+---------
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
(IБМ-700, IБМ-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 проч-
ности ........................ 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 [11].
4.10. 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
согласуются 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-процентный 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.
5. Текущий ремонт скважин
5.1. 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 демонтажем 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, обеспечивающем 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 на 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.
5.2. 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 талевый блок.
5.2.1.1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или
плунжером невставного насоса.
5.2.1.1.6. Укладывают штанги на мостки 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.
5.5. 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.
6. 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).
6.2. 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 тросса на оттяжном ролике 90 град.).
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.
6.3. Технологические операции
6.3.1. Открывают превентор и опускают на тросе инструмент в
скважину без резких остановок и торможений на 2 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/куб. м, 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 - 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.
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.
7. Ремонт скважин с помощью гибких труб
7.1. 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.
7.2. 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.
7.3. 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 реперная "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.
8. 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/куб. м. 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.
9. 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 N 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 C1 - C10 в пересчете
на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5
- 3 мг/куб. м).
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".
9.2. Требования безопасности при переезде бригад
9.2.1. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить
трассу передвижения, определить опасные участки пути движения,
принять при необходимости меры по очистке снега или неровностей,
назначить 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 град.
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 полуторакратному
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 в 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.
|
