Согласованы федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо n 10-13/270 от 22. 05


Передислокация оборудования и ремонтной бригады



страница2/9
Дата26.10.2016
Размер1.93 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9

3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады
3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования.

3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

3.2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.
3.3 Подготовка устья скважины
3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин.

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

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

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

3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.

3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.

3.3.7. Расставляют оборудование.

3.3.8. Производят монтаж мачты.


3.4. Подготовка труб
3.4.1. Общие положения.

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

Таблица 3
Соотношение диаметров колонн

Диаметр колонны, мм




обсадной

бурильной

обсадной

бурильной

114

60

219

114


127

60

219

127


140

73

219

140


146

73

245

114


168

89

245

127


178

89

245

140


178

102

273

127


194

102

140

140


194

114

299 и более

140

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

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

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

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

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

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

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

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

3.4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.

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

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

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

4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн
4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

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

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

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

4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.
4.2. Ремонтно-изоляционные работы
4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов.

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

1) производят глушение скважины;

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

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

4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

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

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора;

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

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

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

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

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

4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца.

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

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

4.2.2.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование.

4.2.2.4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

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

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


Таблица 4
Выбор осевой нагрузки на оправочное долото в зависимости от размеров

обсадных и бурильных труб


Диаметр обсадной колонны, мм

114

127-146

168

219

245

Диаметр бурильных труб, мм


60 или 73

73

89

114

140

Осевая нагрузка, кН


5-10

10-20

10-40

20-50

30-50

1) величину кривизны и кавернозности ствола скважины;

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

3) температуру и пластовое давление;

4) тип горных пород;

5) давление гидроразрыва;

6) дебит скважины;

7) содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

8) химический состав изолируемого флюида.

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.2.15. Определяют приемистость изолируемого объекта.

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

1) при приемистости 1,5 м/(ч·МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

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

4.2.2.17. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

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

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

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

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

4.2.2.20. Разбуривают цементный мост.

4.2.2.21. Вымывают из скважины песчаную пробку.

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

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

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

4.2.2.25. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0-1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

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

4.2.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной.

4.2.3.1. Перед проведением процесса устанавливают из дела скажины:

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

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

3) тип буферной жидкости и другие необходимые данные.

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

4.2.3.3. Производят глушение скважины.

4.2.3.4. Поднимают и производят ревизию НКТ.

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

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

4.2.3.7. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

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

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

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

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

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

4.2.3.13. Качество работ оценивают по результатам гидроиспытания обсадной колонны, определения высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам наблюдений за измерением величины межколонного давления при опорожнении обсадной колонны.

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

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

4.3.1.2. Останавливают и глушат скважину. Проводят исследования скважины.

4.3.1.3. Проводят обследование обсадной колонны.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.3.1.15. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

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

4.3.1.17. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1) замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

2) метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

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

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

4.3.1.25. Оценка качества работы:

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

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

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

4.3.2. Установка стальных пластырей

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

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

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

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

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

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

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

1) геофизическими методами - интервал нарушения;

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

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

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

4.3.2.2.7. Производят шаблонирование обсадной колонны:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал