|
Стр. 4
противовыбросовое оборудование.
9.6.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для
свинчивания и развинчивания штанг и труб должны быть установлены
на штанги или трубы и сниматься с них только после полной
остановки механизма.
9.6.5. При отвинчивании полированного штока и соединении его
со штангами устьевой сальник должен быть прикреплен к штанговому
элеватору.
9.6.6. В случае заклинивания плунжера штангового глубинного
насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным
круговым ключом.
9.6.7. Запрещается иметь на рабочей площадке во время
спускоподъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру
поднимаемых (спускаемых) труб.
9.6.8. Перед началом спуско - подъемных операций следует
проверить исправность замка элеватора. Применение элеватора с
неисправным замком запрещается.
9.6.9. Запрещается для свинчивания и развинчивания штанг
механическими ключами применять клиновую подвеску.
9.6.10. Отвинченную трубу следует поднимать только после
выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.
9.6.11. При подъеме НКТ не допускаются резкий переход с одной
скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для
данного типоразмера труб.
9.6.12. При спуско - подъемных операциях лебедку подъемника
следует включать и выключать только по сигналу оператора.
9.6.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг
оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе независимо
от их продолжительности.
9.6.14. Если в процессе подъема оборудования наблюдаются
газовыделение, перелив жидкости, то подъем оборудования должен
быть прекращен, устье герметизировано и проведено повторное
глушение скважины.
9.6.15. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным
сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не
должна превышать 0,25 м/с.
9.6.16. В процессе подъема НКТ и скважинного оборудования не
допускается превышение нагрузки над массой поднимаемых НКТ и
скважинного оборудования более чем на 20%.
9.6.17. Не допускается нанесение ударов по муфте труб с целью
ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.
9.6.18. При укладке труб на мостки свободный конец их должен
быть установлен на скользящую подкладку (тележку, лоток и др.).
9.6.19. При подъеме НКТ с жидкостью необходимо пользоваться
приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую
площадку. Жидкость, вытекающую из поднятых труб, направляют в
специальную емкость.
9.6.20. Выброс на мостки и подъем с них НКТ диаметром более 60
мм разрешается выполнять двухтрубками, если длина каждой
двухтрубки не превышает 16 м, а вышка или мачта имеет высоту не
менее 22 м и ворота вышек позволяют свободный проход труб.
9.6.21. Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается
только по одной штанге.
9.6.22. При подъеме труб с мостков не допускается их
раскачивание, удары о подъемное сооружение, станок - качалку и
другое оборудование.
9.6.23. При свинчивании труб для предотвращения вращения
колонны на муфте следует установить контрключ.
9.6.24. Запрещается проведение спуско - подъемных операций при
скорости ветра 11 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада
и тумана, если видимость составляет менее 50 м.
9.6.25. Во время подъема (спуска) НКТ обслуживающий персонал
должен отойти на безопасное расстояние.
9.6.26. Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов проводят в
строгом соответствии с действующими правилами. Работы выполняются
противофонтанной военизированной службой.
9.7. Требования безопасности при сложных и ловильных работах
9.7.1. Сложные и ловильные работы в скважине должны
проводиться по утвержденному плану под непосредственным
руководством инженера или мастера по сложным работам и при участии
мастера капитального ремонта скважин.
9.7.2. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть
проинструктированы по безопасному ведению данной работы.
9.7.3. Перед производством сложных, ловильных и других работ,
связанных с приложением повышенных нагрузок на подъемное
оборудование, необходимо произвести осмотр его талевой системы и
тормоза лебедки. Во время этих работ рабочие, за исключением
работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное
место.
9.7.4. Запрещается без индикатора массы вести ремонтные
работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от
глубины скважины. При расхаживании и подъеме труб следует вести
наблюдение за показаниями индикатора массы. Нагрузка на крюке не
должна превышать грузоподъемность установленного оборудования. В
противном случае необходимо применять гидравлические домкраты.
9.7.5. Запрещается при использовании гидравлических домкратов
производить одновременную натяжку труб при помощи домкрата и
лебедки.
9.7.6. После проведения работ по ликвидации аварии проверяют
состояние оборудования и вышки. Результаты проверки состояния
вышки оформляются актом.
9.7.7. Запрещается производить работы по ремонту ловильного
инструмента над устьем скважины.
9.8. Требования безопасности при химических и тепловых методах
воздействия на призабойную зону пласта
9.8.1. На нагнетательном трубопроводе у устья скважины
устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой
арматуре - манометр.
9.8.2. Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер
должны быть только заводского изготовления и по техническим
характеристикам соответствовать рабочим параметрам.
9.8.3. После обвязки передвижной насосной установки и устья
скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на
полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты
гидроиспытания оформляют актом.
9.8.4. Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на
расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между
емкостями должно быть не менее 1 м.
9.8.5. Соединение автоцистерны с емкостью должно
осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с
задвижкой, установленной в нижней части цистерны.
9.8.6. Запрещается производить закачку кислоты в темное время
суток и при скорости ветра более 12 м/с.
9.8.7. Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно
быть снижено до атмосферного.
9.8.8. При кислотной обработке работники бригады должны быть
обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с
кислотой.
9.8.9. На паропроводе от ППУ должен быть установлен
предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под
пол установки.
9.8.10. Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым
воздействием, разрешаются только после остывания поверхности
поднимаемого оборудования до температуры 45 град. C и снижения
давления в скважине до атмосферного.
9.9. Электробезопасность
9.9.1. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные
розетки для подключения электрооборудования агрегатов при
производстве ремонтных работ.
9.9.2. Передвижное распределительное устройство (РУ)
устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины на
ровном месте.
9.9.3. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части
электроустановки могут производиться только после полного снятия
напряжения.
9.9.4. Перед началом работы с мегомметром необходимо убедиться
в отсутствии людей, производящих работу на той части
электроустановки, к которой присоединен мегомметр.
9.9.5. При дистанционном управлении электродвигателями в
наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться
диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В
качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны
применяться резиновые боты.
9.9.6. Измерение мегомметром и снятие остаточного заряда
следует проводить в диэлектрических перчатках.
9.10. Противопожарная безопасность
9.10.1. При организации ремонтных работ следует строго
придерживаться требований Правил пожарной безопасности в нефтяной
промышленности (ППБО-0137085).
9.10.2. Члены бригады обязаны знать правила противопожарной
безопасности, расположение противопожарного инвентаря,
оборудование и номер телефона пожарной части.
9.10.3. Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть
оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами
пожаротушения.
9.10.4. Не допускается замазучивание территории вокруг
скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив
нефти.
9.10.5. Запрещается применение открытого огня для разогрева
замерзших трубопроводов, оборудования и химпродуктов, используемых
для ремонта скважин.
9.10.6. При возникновении пожара следует немедленно вызвать
пожарную часть и одновременно приступить к ликвидации пожара
имеющимися на скважине средствами пожаротушения.
9.10.7. Курить разрешается только в специально отведенных и
оборудованных местах, имеющих надпись "Место для курения".
9.11. Охрана окружающей среды
9.11.1. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в
соответствии с нормативными документами, актами, положениями и
правилами по охране окружающей среды, действующими на территории
РФ.
9.11.2. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть
предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка,
план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях,
сформулированных в процессе работ.
9.11.3. Природоохранные мероприятия должны учитывать
специфические особенности процесса ремонта скважин, время года,
природно - климатические условия района ведения работ,
народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных
земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране
окружающей среды.
9.11.4. Загрязнение окружающей среды буровыми сточными водами
(БСВ) должно быть исключено в результате:
1) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со
всех точек поступления;
2) очистки БСВ на передвижной установке для последующего
использования в оборотном водоснабжении или очистки до
нормативного уровня для сброса на рельеф местности.
9.11.5. Загрязнение объектов окружающей среды буровыми
растворами должно быть исключено за счет:
1) применения реагентов и рецептур буровых растворов,
относящихся к малоопасным веществам - 4 классу токсичности и
опасности по ГОСТ 12.1.007-76;
2) исключения применения нефти для обработки буровых растворов
или приготовления специальных жидкостей;
3) уменьшения объема нарабатываемого бурового раствора путем
использования специальных химических реагентов и рецептур, а
также совершенствования очистки буровых растворов на передвижных
установках;
4) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;
5) разделения отработанных буровых растворов (ОБР) на
центрифуге на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза очищается
совместно с БСВ, а твердая - захороняется шламом. При
использовании буровых растворов, содержащих компоненты 3 класса
опасности, в случае отсутствия центрифуги необходимо производить
их обезвреживание для последующего захоронения;
6) использования отработанных буровых растворов для
приготовления рабочих буровых растворов, необходимых при ремонте
других скважин;
7) транспортирования буровых растворов в закрытых емкостях или
по трубопроводу.
9.11.6. Все завозимые на скважину химические реагенты и
материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры
и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в
них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления
буровых растворов и специальных жидкостей необходимо максимально
использовать средства механизации.
9.11.7. Защита окружающей среды от загрязнения буровым шламом
(БШ) в зависимости от уровня его опасности осуществляется
следующим образом:
1) при 4 классе опасности шлам может быть захоронен в
траншеях амбарного типа или вывезен на полигон для захоронения;
2) при 3 классе опасности необходимо предусмотреть сбор,
обезвреживание и по согласованию с местными природоохранными
органами захоронение в траншеях или вывоз на полигон для
захоронения;
3) при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо
применять безамбарный способ бурения. В этом случае должен быть
предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на
полигон для захоронения.
9.11.8. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха
необходимо использование специальных реагентов - нейтрализаторов,
а также буровых растворов с высокой нейтрализующей способностью
при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.
9.11.9. Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для
глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в
накопительные емкости должна быть нейтрализована.
9.11.10. Запрещается использовать пластовую воду без
нейтрализации в ней сероводорода.
9.11.11. Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и
других вредных веществ, содержащихся в пластовой воде, должны
отвечать следующим требованиям:
1) предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовывать
сероводород;
2) реакция реагента - нейтрализатора с сероводородом в
пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и
носить необратимый характер;
3) водные растворы реагента - нейтрализатора сероводорода
должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их
приготовления;
4) реагент - нейтрализатор сероводорода не должен снижать
плотность обрабатываемой воды;
5) после нейтрализации сероводорода в пластовой воде последняя
должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывки и
долива скважин;
6) реагент - нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным
для применения в климатических условиях любого нефтяного района
страны;
7) реагент - нейтрализатор сероводорода должен
транспортироваться любым видом транспорта в деревянных, железных,
фанерных бочках, полиэтиленовых и других влагонепроницаемых
мешках.
9.11.12. Реагенты - нейтрализаторы сероводорода должны быть
обезврежены и захоронены на специальных полигонах по согласованию
с местными природоохранными органами.
9.11.13. Для предупреждения возможного загрязнения окружающей
среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин
необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с
РД 08-71-94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и
оборудования их устьев и стволов.
9.11.14. С целью предотвращения фильтрации загрязненных БСВ
или жидкой фазы ОБР и БШ в подпочвенные воды все поверхности
сточных сетей и амбаров необходимо гидроизолировать
пленкообразующими или закупоривающими составами и материалами.
9.11.15. При ремонте скважин в пойменных зонах естественных
водоемов администрацией предприятия совместно с организациями
санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть
разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие
предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными
веществами и производственными отходами.
9.11.16. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий
вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.
9.11.17. Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить
концентрацию вредных веществ на границе санитарно - защитной зоны
в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых
объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и
влияния соседних источников технологических выбросов.
9.11.18. При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие
вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на
месте нейтрализовать.
9.11.19. Отложения и грязь, извлекаемые при очистке емкостей,
аппаратов и коммуникаций, должны захороняться в местах, отведенных
по согласованию с местными органами пожарного и санитарного
надзора.
9.11.20. По окончании ремонта скважин необходимо:
1) вывезти оставшиеся буровые растворы для повторного их
использования или регенерации;
2) утилизировать, нейтрализовать и захоронить отходы бурения;
3) очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг
скважины, засыпать шламовые и другие амбары.
9.11.21. Захоронение шлама в шламонакопителе по завершении
капитального ремонта скважины или же по окончании вскрытия
отдельных горизонтов производится в соответствии с решением
главного инженера предприятия по согласованию с органами
санитарного надзора и бассейновой инспекции. Вывоз шлама должен
осуществляться спецтранспортом с металлической емкостью или
контейнером.
9.11.22. Бытовой и производственный мусор, как в процессе
ремонта скважин, так и после его завершения, следует собирать и
вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а
также частично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при
ликвидации последних.
9.11.23. При капитальном ремонте скважин с применением
бурового оборудования помимо требований настоящего РД надлежит
руководствоваться также требованиями соответствующих разделов РД
39-133-94 (Инструкция по охране окружающей среды при строительстве
скважин на нефть и газ на суше - М., Роснефть, НПО "Буровая
техника", 1994).
9.11.24. При текущем и капитальном ремонтах скважин анализ
воздуха рабочей зоны экспресс - методом с помощью газоанализаторов
УГ-2, ГУ-4, АМ-5 и аналогичных им приборов производится мастером
бригады или бурильщиком (оператором).
9.11.25. Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс
- методом мастер бригады и бурильщик (оператор) должны пройти
дополнительное обучение на рабочем месте и иметь право на
проведение анализа воздуха рабочей зоны.
9.11.26. В процесс ремонта скважин каждая смена должна
начинать работу с анализа экспресс - методом воздуха, взятого у
открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном
журнале.
9.11.27. В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет
колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на
скважине должна быть прекращена. При этом экспресс - методом
проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие
сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если
загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо
загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по
ликвидации газопроявлений. При данной ситуации члены бригады
должны пользоваться СИЗОД.
9.11.28. Освоение скважины после ремонта (откачка закачанной
жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после
полной сборки устьевой арматуры.
При проведении ремонтных работ в скважинах следует также
руководствоваться Инструкцией по безопасному ведению работ при
разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных
и агрессивных веществ - М., Миннефтепром, 1982; Отраслевой
инструкцией по безопасности труда при эксплуатации и ремонте
скважин, оборудованных установками погружных центробежных
электронасосов (ИБТВ 1-119-86) - Баку, ВНИИТБ, 1986; Отраслевой
инструкцией по безопасности труда при освоении нефтяных и газовых
скважин (ИБТВ 1-119-85) - Баку, ВНИИТБ, 1986; Отраслевой
инструкцией по безопасности труда при работах по очистке
насосно - компрессорных труб и трубопроводов от отложений парафина
(ИБТВ 1-109-85) - Баку, ВНИИТБ, 1985; Отраслевой инструкцией по
безопасности труда при тросово - канатных работах с применением
установок для исследования скважин и гидравлических лебедок (ИБТВ
1-093-82) - Баку, ВНИИТБ, 1982; Отраслевой инструкцией по
безопасному ведению работ при применении пенных систем в добыче
нефти и газа (ИБТВ 1-103-84) - Баку, ВНИИТБ, 1984; Отраслевой
инструкцией по безопасности труда при обработке призабойной зоны
скважин углеводородными растворителями (конденсат, сжиженный газ и
др.) и закачке их в пласт (ИБТВ 007-77) - М., Миннефтепром, 1979;
Инструкцией по охране окружающей среды при строительстве скважин
на нефть и газ (РД 39-133-94) - М., 1994; Методическими указаниями
по определению интенсивности опасных химических факторов в новых
технологических процессах по увеличению нефтеотдачи пластов (РД
39-22-1146-84) - Уфа, ВостНИИТБ, 1984 и другими соответствующими
нормативно - техническими руководящими документами, утвержденными
в установленном порядке.
Приложение 1
КЛАССИФИКАТОР
РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ
В настоящем документе объединены под названием ремонтных работ
в скважинах капитальный и текущий ремонты, работы по повышению
нефтеотдачи пластов.
Настоящий Классификатор систематизирует планирование и учет
всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их
назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения
и отражает современный уровень развития этих работ в отрасли.
1. Общие положения
1.1. Единицами ремонтных работ различного назначения являются:
капитальный ремонт скважины;
текущий ремонт скважины;
скважино - операция по повышению нефтеотдачи пластов.
1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс
работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных
колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий,
спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и
закачке.
1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ,
направленных на восстановление работоспособности скважинного и
устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации
скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино
- смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
1.4. Скважино - операцией ремонтных работ по повышению
нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению
в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта
физических, химических или биохимических процессов, направленных
на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном
участке залежи.
1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений
(ремонт, скважино - операция) является комплекс подготовительных,
основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего,
капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от
передачи им скважины заказчиком до окончания работ,
предусмотренных планом и принимаемых по акту.
1.5.1. Если после окончания работ скважина не отработала 48 ч
гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи
с некачественным проведением работ запланированного комплекса по
вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от
того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на
скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления
на них второго ремонта или скважино - операции.
1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя
основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента,
технологических материалов (реагентов) или приборов:
1) с помощью специально спускаемой колонны труб;
2) путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;
3) на кабеле или на канате.
2. Капитальный ремонт скважин
К капитальным ремонтам скважин относятся работы,
представленные в табл. 1.
Таблица 1
ВИДЫ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН
-------T----------------------------T----------------------------¬
¦ Шифр ¦ Виды работ по капитальному ¦ Технико - технологические ¦
¦ ¦ ремонту скважин ¦ требования к сдаче ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦КР1 ¦ Ремонтно - изоляционные работы ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР1-1 ¦Отключение отдельных обвод- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ненных интервалов пласта ¦объема работ. Снижение об- ¦
¦ ¦ ¦водненности продукции ¦
¦КР1-2 ¦Отключение отдельных пластов¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ ¦объема работ. Отсутствие ¦
¦ ¦ ¦приемистости или притока в ¦
¦ ¦ ¦(из) отключенном(ого) плас- ¦
¦ ¦ ¦те(а) ¦
¦КР1-3 ¦Исправление негерметичности ¦Достижение цели ремонта, ¦
¦ ¦цементного кольца ¦подтвержденное промыслово - ¦
¦ ¦ ¦геофизическими исследования-¦
¦ ¦ ¦ми. Снижение обводненности ¦
¦ ¦ ¦продукции при сокращении или¦
¦ ¦ ¦увеличении дебита нефти ¦
¦КР1-4 ¦Наращивание цементного ¦Отсутствие нефтегазопроявле-¦
¦ ¦кольца за эксплуатационной, ¦ний на поверхности и под- ¦
¦ ¦промежуточной колоннами, ¦тверждение наращивания це- ¦
¦ ¦кондуктором ¦ментного кольца в необходи- ¦
¦ ¦ ¦мом интервале промыслово - ¦
¦ ¦ ¦геофизическими исследования-¦
¦ ¦ ¦ми ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦КР2 ¦ Устранение негерметичности эксплуатационной колонны ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР2-1 ¦Устранение негерметичности ¦Герметичность эксплуатацион-¦
¦ ¦тампонированием ¦ной колонны при гидроиспыта-¦
¦ ¦ ¦нии ¦
¦КР2-2 ¦Устранение негерметичности ¦ То же ¦
¦ ¦установкой пластыря ¦ ¦
¦КР2-3 ¦Устранение негерметичности ¦ -"- ¦
¦ ¦спуском дополнительной ¦ ¦
¦ ¦обсадной колонны меньшего ¦ ¦
¦ ¦диаметра ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР3 ¦ Устранение аварий, допущенных в процессе ¦
¦ ¦ эксплуатации или ремонта ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР3-1 ¦Извлечение оборудования из ¦Прохождение шаблона до необ-¦
¦ ¦скважин после аварий, допу- ¦ходимой глубины. Герметич- ¦
¦ ¦щенных в процессе эксплуата-¦ность колонны в интервале ¦
¦ ¦ции ¦работ фрезером ¦
¦КР3-2 ¦Ликвидация аварий с эксплуа-¦ То же ¦
¦ ¦тационной колонной ¦ ¦
¦КР3-3 ¦Очистка забоя и ствола сква-¦ -"- ¦
¦ ¦жины от металлических ¦ ¦
¦ ¦предметов ¦ ¦
¦КР3-4 ¦Прочие работы по ликвидации ¦Достижение цели, оговоренной¦
¦ ¦аварий, допущенных при экс- ¦в технологическом плане ¦
¦ ¦плуатации скважин ¦ ¦
¦КР3-5 ¦Ликвидация аварий, допущен- ¦Достижение цели, оговоренной¦
¦ ¦ных в процессе ремонта ¦в дополнительном плане на ¦
¦ ¦скважин ¦ликвидацию аварий ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР4 ¦ Переход на другие горизонты и приобщение пластов ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР4-1 ¦Переход на другие горизонты ¦Выполнение заданного объема ¦
¦ ¦ ¦работ, подтвержденных про- ¦
¦ ¦ ¦мыслово - геофизическими ¦
¦ ¦ ¦исследованиями. Получение ¦
¦ ¦ ¦притока ¦
¦КР4-2 ¦Приобщение пластов ¦Получение притока из нового ¦
¦ ¦ ¦интервала и увеличение деби-¦
¦ ¦ ¦та нефти ¦
¦КР5 ¦Внедрение и ремонт установок¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров - от-¦объема работ, герметичность ¦
¦ ¦секателей ¦пакера. Увеличение дебита ¦
¦ ¦ ¦нефти. Увеличение, сокраще- ¦
¦ ¦ ¦ние объемов закачки воды ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР6 ¦ Комплекс подземных работ, связанных с бурением ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР6-1 ¦Зарезка новых стволов сква- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦жин ¦объема работ ¦
¦КР6-2 ¦Бурение цементного стакана ¦ То же ¦
¦КР6-3 ¦Фрезерование башмака колонны¦ -"- ¦
¦ ¦с углублением ствола в гор- ¦ ¦
¦ ¦ной породе ¦ ¦
¦КР6-4 ¦Бурение и оборудование шур- ¦ -"- ¦
¦ ¦фов и артезианских скважин ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР7 ¦ Обработка призабойной зоны ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР7-1 ¦Проведение кислотной обра- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ботки ¦объема работ, увеличение ¦
¦ ¦ ¦продуктивности нефтяных и ¦
¦ ¦ ¦приемистости нагнетательных ¦
¦ ¦ ¦скважин ¦
¦КР7-2 ¦Проведение ГРП ¦ То же ¦
¦КР7-3 ¦Проведение ГПП ¦ -"- ¦
¦КР7-4 ¦Виброобработка призабойной ¦ -"- ¦
¦ ¦зоны ¦ ¦
¦КР7-5 ¦Термообработка призабойной ¦ -"- ¦
¦ ¦зоны ¦ ¦
¦КР7-6 ¦Промывка призабойной зоны ¦ -"- ¦
¦ ¦растворителями ¦ ¦
¦КР7-7 ¦Промывка призабойной зоны ¦ -"- ¦
¦ ¦растворами ПАВ ¦ ¦
¦КР7-8 ¦Обработка термогазохимичес- ¦ -"- ¦
¦ ¦кими методами (ТГХВ, ПГД и ¦ ¦
¦ ¦т.д.) ¦ ¦
¦КР7-9 ¦Прочие виды обработки приза-¦ -"- ¦
¦ ¦бойной зоны ¦ ¦
¦КР7-10¦Выравнивание профиля прие- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦мистости нагнетательных ¦объема работ, подтвержденно-¦
¦ ¦скважин ¦го промыслово - геофизичес- ¦
¦ ¦ ¦кими исследованиями ¦
¦КР7-11¦Дополнительная перфорация и ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦торпедирование ранее прост- ¦объема работ, увеличение ¦
¦ ¦реленных интервалов ¦продуктивности нефтяных ¦
¦ ¦ ¦скважин и приемистости наг- ¦
¦ ¦ ¦нетательных скважин ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР8 ¦ Исследование скважин ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР8-1 ¦Исследование характера насы-¦Выполнение запланированного¦
¦ ¦щенности и выработки продук-¦комплекса исследований в за-¦
¦ ¦тивных пластов, уточнение ¦данном режиме (приток, за- ¦
¦ ¦геологического разреза в ¦качка, выдерживание скважины¦
¦ ¦скважинах ¦в покое), получение заключе-¦
¦ ¦ ¦ния ¦
¦КР8-2 ¦Оценка технического состоя- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ния скважины (обследование ¦объема работ, выдача заклю- ¦
¦ ¦скважины) ¦чения ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР9 ¦ Перевод скважин на использование ¦
¦ ¦ по другому назначению ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР9-1 ¦Освоение скважин под нагне- ¦Достижение приемистости, ¦
¦ ¦тательные ¦оговоренной в плане ¦
¦КР9-2 ¦Перевод скважин под отбор ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦технической воды ¦объема работ. Получение при-¦
¦ ¦ ¦тока ¦
¦КР9-3 ¦Перевод скважин в наблюда- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦тельные, пьезометрические ¦объема работ ¦
¦КР9-4 ¦Перевод скважин под нагнета-¦Обеспечение приемистости ¦
¦ ¦ние теплоносителя или ¦ ¦
¦ ¦воздуха ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦КР10 ¦ Ввод в эксплуатацию и ремонт ¦
¦ ¦ нагнетательных скважин ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦КР10-1¦Оснащение паро- и воздухо- ¦Обеспечение приемистости ¦
¦ ¦нагнетательных скважин про- ¦ ¦
¦ ¦тивопесочным оборудованием ¦ ¦
¦КР10-2¦Промывка в паро- и воздухо- ¦Восстановление приемистости ¦
¦ ¦нагнетательных скважинах ¦ ¦
¦ ¦песчаных пробок ¦ ¦
¦КР11 ¦Консервация и расконсервация¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦скважин ¦объема работ ¦
¦КР12 ¦Прочие виды работ ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ ¦объема работ ¦
L------+----------------------------+-----------------------------
3. Текущий ремонт скважин
К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в
табл. 2.
Таблица 2
ВИДЫ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН
-------T----------------------------T----------------------------¬
¦ Шифр ¦ Виды работ по текущему ¦ Технико - технологические ¦
¦ ¦ ремонту скважин ¦ требования к сдаче ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦ТР1 ¦ Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе ¦
¦ ¦ в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, ¦
¦ ¦ консервации) ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР1-1 ¦Ввод фонтанных скважин ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ ¦объема работ ¦
¦ТР1-2 ¦Ввод газлифтных скважин ¦ То же ¦
¦ТР1-3 ¦Ввод скважин, оборудованных ¦ -"- ¦
¦ ¦ШГН ¦ ¦
¦ТР1-4 ¦Ввод скважин, оборудованных ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ЭЦН ¦объема работ ¦
+------+----------------------------+----------------------------+
¦ТР2 ¦ Перевод скважин на другой способ эксплуатации ¦
+------+----------------------------T----------------------------+
¦ТР2-1 ¦Фонтанный - газлифт ¦Выполнение запланированного¦
¦ ¦ ¦объема работ ¦
¦ТР2-2 ¦Фонтанный - ШГН ¦Нормальная работа насоса по¦
¦ ¦ ¦динамограмме или подаче ¦
¦ТР2-3 ¦Фонтанный - ЭЦН ¦Нормальная подача и напор ¦
¦ТР2-4 ¦Газлифт - ШГН ¦Нормальная работа насоса по¦
¦ ¦ ¦динамограмме или подаче ¦
¦ТР2-5 ¦Газлифт - ЭЦН ¦Нормальная подача и напор ¦
¦ТР2-6 ¦ШГН - ЭЦН ¦ То же ¦
¦ТР2-7 ¦ЭЦН - ШГН ¦ -"- ¦
¦ТР2-8 ¦ШГН - ОРЭ ¦Выполнение запланированного¦
¦ ¦ ¦объема работ. Нормальная по-¦
¦ ¦ ¦дача и напор ¦
¦ТР2-9 ¦ЭЦН - ОРЭ ¦ То же ¦
¦ТР2-10¦Прочие виды перевода ¦ -"- ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР3 ¦ Оптимизация режима эксплуатации ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР3-1 ¦Изменение глубины подвески, ¦Достижение цели ремонта ¦
¦ ¦смена типоразмера ШГН ¦ ¦
¦ТР3-2 ¦Изменение глубины подвески, ¦ То же ¦
¦ ¦изменение типоразмера ЭЦН ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР4 ¦ Ремонт скважин, оборудованных ШГН ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР4-1 ¦Ревизия и смена насоса ¦Нормальная работа насоса по ¦
¦ ¦ ¦динамограмме ¦
¦ТР4-2 ¦Устранение обрыва штанг ¦Устранение дефекта. Нормаль-¦
¦ ¦ ¦ная работа насоса ¦
¦ТР4-5 ¦Замена полированного штока ¦ То же ¦
¦ТР4-6 ¦Замена, опрессовка и устра-¦Достижение цели ремонта. ¦
¦ ¦нение негерметичности НКТ ¦Нормальная подача насоса ¦
¦ТР4-7 ¦Очистка и пропарка НКТ ¦ То же ¦
¦ТР4-8 ¦Ревизия, смена устьевого ¦ -"- ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР5 ¦ Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР5-1 ¦Ревизия и смена насоса ¦Нормальная подача и напор ¦
¦ТР5-2 ¦Смена электродвигателя ¦ То же ¦
¦ТР5-3 ¦Устранение повреждения кабе-¦Устранение дефекта, нормаль-¦
¦ ¦ля ¦ная работа насоса ¦
¦ТР5-4 ¦Ревизия, смена, устранение ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦негерметичности НКТ ¦объема работ. Нормальная по-¦
¦ ¦ ¦дача насоса ¦
¦ТР5-5 ¦Очистка и пропарка НКТ ¦ ¦
¦ТР5-6 ¦Ревизия, смена устьевого ¦Достижение цели ремонта ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР6 ¦ Ремонт фонтанных скважин ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР6-1 ¦Ревизия, смена, опрессовка и¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦устранение негерметичности ¦объема работ. Нормальная по-¦
¦ ¦НКТ ¦дача насоса ¦
¦ТР6-2 ¦Очистка и пропарка НКТ ¦ То же ¦
¦ТР6-3 ¦Смена, ревизия устьевого ¦ -"- ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР7 ¦ Ремонт газлифтных скважин ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР7-1 ¦Ревизия, смена, опрессовка и¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦устранение негерметичности ¦объема работ. Нормальная по-¦
¦ ¦НКТ ¦дача насоса ¦
¦ТР7-2 ¦Очистка и пропарка НКТ ¦ То же ¦
¦ТР7-3 ¦Ревизия, замена, очистка ¦ -"- ¦
¦ ¦газлифтных клапанов ¦ ¦
¦ТР7-4 ¦Ревизия, смена устьевого ¦ -"- ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦
¦ТР8 ¦Ревизия и смена оборудования¦ ¦
¦ ¦артезианских и поглощающих ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦скважин ¦объема работ ¦
¦ +----------------------------+----------------------------+
¦ТР9 ¦ Очистка, промывка забоя ¦
¦ +----------------------------T----------------------------+
¦ТР9-1 ¦Промывка горячей нефтью (во-¦Достижение цели ремонта ¦
¦ ¦дой) с добавлением ПАВ ¦ ¦
¦ТР9-2 ¦Обработка забоя химреагента-¦ То же ¦
¦ ¦ми (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.) ¦ ¦
¦ТР10 ¦Опытные работы по испытанию¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦новых видов подземного обо- ¦объема работ ¦
¦ ¦рудования ¦ ¦
¦ТР11 ¦Прочие виды работ ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ ¦объема работ ¦
L------+----------------------------+-----------------------------
4. Повышение нефтеотдачи пластов
Таблица 3
--------T---------------------------T----------------------------¬
¦ Шифр ¦ Виды и подвиды работ ¦ Технико - технологические ¦
¦ ¦ ¦ требования к сдаче ¦
+-------+---------------------------+----------------------------+
¦ПНП1 ¦Создание оторочек: ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦ ¦объема работ ¦
¦ПНП1-1 ¦растворителя ¦ То же ¦
¦ПНП1-2 ¦раствора ПАВ ¦ -"- ¦
¦ПНП1-3 ¦растворов полимеров ¦ -"- ¦
¦ПНП1-4 ¦кислот ¦ -"- ¦
¦ПНП1-5 ¦щелочей ¦ -"- ¦
¦ПНП1-6 ¦горячей воды ¦ -"- ¦
¦ПНП1-7 ¦пара ¦ -"- ¦
¦ПНП1-8 ¦газожидкостных смесей ¦ -"- ¦
¦ПНП1-9 ¦активного ила ¦ -"- ¦
¦ПНП1-10¦газа ¦ -"- ¦
¦ПНП1-11¦парогазовых смесей ¦ -"- ¦
¦ПНП1-12¦мицеллярного раствора ¦ -"- ¦
¦ПНП1-13¦других реагентов ¦ -"- ¦
¦ПНП2 ¦Инициирование и регулиро- ¦Выполнение запланированного ¦
¦ ¦вание внутрипластового ¦объема работ ¦
¦ ¦горения ¦ ¦
L-------+---------------------------+-----------------------------
Приложение 2
Форма 1
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Подготовительный комплекс работ
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -¬
-------------¬ -------------¬
¦¦ Переезд ¦ -------------¬ ¦ ¦¦
¦ комплекса ¦ ¦ Планировка ¦ ¦ Глушение ¦
¦¦ ремонтного +----¬ ¦ территории ¦ ------+ скважин ¦¦
¦оборудования¦ ¦ L------T------ ¦ ¦ ¦
¦L------------- ¦ ¦ ¦ L-------------¦
¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
\/ \/ \/
¦ -------------------------------¬ ¦
¦Монтаж подъемного оборудования¦
¦ L--------------T---------------- ¦
¦
¦ ¦ ¦
\/
¦ -------------------------------------------¬ ¦
¦Разборка устьевого оборудования (арматуры)¦
¦ L--------------------T---------------------- ¦
L - - - - - - - - - - - - - - - ¦ - - - - - - - - - - - - - - - --
¦
\/
---------------¬ ---------------¬ -----------------¬
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Изменение ¦
¦ Смена ¦ ¦ Планом ¦ ¦ глубины ¦
|
