В течение какого времени производится опрессовка лубрикатора на скважине

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

1.1. Данный регламент имеет целью установить порядок ведения работ по опресовке противовыбросового оборудования, установленного на устье скважины со спущенной технической колонной, с использованием инертного газа или сжатого воздуха.

1.2. Является планом работ для бригады капитального ремонта скважин по опрессовке ПВО на скважинах газовых месторождений.

П. НЕОБХОДИМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. Цементировочный агрегат ЦА-320М - 1ед.

2.2. Компрессор передвижной СД-9 - 1 ед.

Ш. ПОРЯДОК ВЕДЕНИЯ РАБОТ.

3.1. Перед началом работ ознакомить членов бригады капитального ремонта скважин с данным регламентом.

3.2. После монтажа ПВО на устье соединить с колонной НКТ запорную компановку.

3.3. Соединить нагнетательной линией цементировочный агрегат ЦА-320М с запорной компановкой.

3.4. Промыть ствол скважины до чистой воды.

3.5. Закрыть плашечный превентор.

3.6. Произвести опрессовку ПВО при закрытых затрубных задвижках устьевой арматуры.

3.7. Стравить давление в нагнетательной линии ЦА-320М.

3.8. Произвести снижение уровня компрессором через затрубное пространство при закрытых трубных плашках и открытой задвижке запорной компановки с отбором жидкости в емкость долива.

Необходимо объем жидксоти при отборе в емкость:

3.9. Закрыть задвижку запорной компановки.

3.10. Произвести опрессовку ПВО сжатым воздухом.

3.11. Стравить давление воздуха.

3.12. Промыть скважину до чистой воды.

3.13. Данные опрессовки оформить актом.

3.14. Превентор с глухими плашками опрессовывается в следующей последовательности:

а) перед подъемом последних 100м НКТ произвести снижение уровня компрессором через затрубное пространство при закрытых трубных плашках и открытой задвижке запорной компановки с отбором жидкости в емкость долива.

Необходимый объем жидкости при отборе в емкость:

б) поднимают оставшиеся 100м НКТ;

в) закрывают превентор с глухими плашками;

г) цементировочный агрегат соединяют через нагнетательную линию с затрубной задвижкой устьевой арматуры;

И ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН

6.1. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

6.2. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе периодического (повторного) инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия.

6.3. Чтобы своевременно предупредить аварию и принять наиболее эффективное решение для ее ликвидации, специалисты предприятия должны в совершенстве знать особенности возможных аварий и иметь практическую подготовку. Проведение тренировок (учебных тревог) производственного персонала непосредственно на объектах текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин имеет очень важное значение для ликвидации аварии в ее начальной стадии. Известны случаи, когда в момент угрозы открытого фонтанирования даже опытные бригады совершали беспорядочные действия. Поэтому практика в ликвидации имитируемых проявлений и навыки по герметизации устья способствуют выработке уверенности в действиях при возникновении аварийной ситуации.

Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс»является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность проведения учебных тревог по сигналу «Выброс» не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Результаты проведения и оценка действий вахты должны отражаться в «Журнале учета проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс». Ответственным за их проведение является мастер бригады.

6.4. Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин, специалистами предприятия.

6.5. Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий вахты.

6.6. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

6.7. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Данный перечень должен пересматриваться не реже одного раза в 3 месяца.

6.8. Прием скважины в капитальный ремонт, освоение или испытание осуществляется специальной комиссией с участием мастера бригады. Возглавляет комиссию начальник цеха (РИТС) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию. Состав комиссии определяется техническим руководителем предприятия.

При отсутствии нарушений действующих правил и норм (стандартов) членами комиссии подписывается пусковой паспорт.

6.9. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады, оператором и машинистом подъемной установки.

6.10. Текущий, капитальный ремонт, освоение и испытание скважин производятся под руководством мастера или ответственного лица из числа специалистов предприятия по плану работ.

План капитального ремонта утверждается техническим руководителем предприятия, производящего ремонт скважины. При выполнении работ подрядным способом план дополнительно согласовывается с техническим руководителем заказчика.

Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливается недропользователем (заказчиком). При текущем ремонте скважин 1 категории по опасности возникновения ГНВП и ОФ план работ согласовывается с недропользователем.

План освоения или испытания скважины утверждается техническим руководителем буровой организации (организации-исполнителя работ) и согласовывается с заказчиком.

6.11. В плане работ на текущий, капитальный ремонт, освоение (испытание) скважины должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды.

В плане также должны быть указаны:

- сведения о конструкции и состоянии скважины;

- сведения о внутрискважинном оборудовании;

- перечень планируемых технологических операций;

- категория скважины по опасности возникновения ГНВП;

- схема и тип противовыбросового оборудования;

- величина пластового давления и дата его замера (давностью не более 3 месяцев);

- высота подъема цемента за колонной;

- плотность жидкости глушения и долива в соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБНГП;

- объем запаса раствора на скважине и на растворном узле, условия его доставки с растворного узла;

- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали;

- тип колонной головки, завод-изготовитель;

- тип фонтанной арматуры, завод-изготовитель;

- диаметр канавки под уплотнительное кольцо верхнего фланца крестовины фонтанной арматуры;

- дата ввода скважины в эксплуатацию;

- максимально ожидаемое давление на устье;

- максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну;

- мероприятия по предотвращению аварий (газонефтеводопроявлений и т.п.).

6.12. Перед началом ремонта, освоения (испытания) скважины бригада должна быть ознакомлена с планом работ.

6.13. По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

- нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м 3 /м 3 ;

- нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

- нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%;

- нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

- нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе;

- скважины с отсутствием циркуляции;

- разведочные и поисковые скважины.

- нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 100 м 3 /м 3 ;

- нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

- нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;

- нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

6.14. Ввод в эксплуатацию устьевого и противовыбросового оборудования новых типов производится по согласованию с противофонтанной службой.

6.15. При проведении работ устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования утверждается техническим руководителем предприятия и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

6.16. Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Рабочее давление применяемого противовыбросового оборудования должно быть выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

6.17. Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина опрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см 2 ) с выдержкой в течение 10 минут. Запорная компоновка для перекрытия канала применяемых труб должна находиться рядом с устьем скважины с открытым шаровым краном.

6.18. Для герметизации затрубного пространства должен быть обеспечен беспрепятственный доступ к задвижкам на крестовине фонтанной арматуры. На задвижках должны быть установлены штурвалы.

Производство работ при отсутствии штурвалов на превенторах или на задвижках крестовины фонтанной арматуры запрещается.

6.19. Периодически противовыбросовое оборудование должно проходить ревизию в условиях механических мастерских и опрессовываться на рабочее давление. Результат испытания оформляется актом и записывается в паспорт. Сроки периодической опрессовки противовыбросового оборудования определяются инструкцией по монтажу и эксплуатации на каждый тип оборудования.

6.20. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости. Объем и плотность доливаемой жидкости фиксируется в вахтовом журнале.

На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м 3 с запасом жидкости не менее 4 м 3 .

Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через 0,2 м 3 .

При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля за объемом доливаемой в скважину жидкости в соответствии с перечисленными выше требованиями.

На период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

6.21. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована в соответствии с пп.2.7.5.3 и 2.7.5.6 ПБНГП совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

6.22. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки – закреплена на все шпильки и опрессована на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

6.23. Устье скважины перед прострелочно-взрывными работами в эксплуатационной колонне должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена промывочной жидкостью с плотностью, определенной планом работ.

Во время и после прострелочно-взрывных работ производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины, его снижение не допускается.

6.24 Вызов притока из пласта путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.

Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.

6.25. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двухсторонним актом.

Геофизические работы в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление. Периодичность ревизии и опрессовки лубрикаторов на рабочее давление в механических мастерских – один раз в шесть месяцев. Результаты опрессовок оформляются актами и заносятся в паспорт.

После монтажа на устье скважины лубрикатор должен быть опрессован на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом и отмечаются в вахтовом журнале.

6.26. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.

При нахождении в скважине установки ЭЦН на колонну труб должна быть навернута запорная компоновка и обеспечен постоянный контроль за устьем скважины. Колонна труб должна находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, а приспособления для рубки кабеля – в оперативной готовности.

6.27. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

6.28. При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

6.29. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

6.30. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим специальный инструктаж.

6.31. В бригадах текущего, капитального ремонта, освоения (испытания) скважин должны быть следующие документы:

- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

- схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием;

- Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования;

- Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- План практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- журнал учета проведения учебно-тренировочных занятий;

- акт на глушение скважины;

- паспорт (копия) противовыбросового оборудования;

- акт опрессовки противовыбросового оборудования в условиях механических мастерских;

- акт опрессовки противовыбросового оборудования совместно с запорной компоновкой на устье скважины;

- акт опрессовки выкидных линий;

- паспорта и акты опрессовки в условиях механических мастерских запорной компоновки, шаровых кранов.

Кроме того, в бригадах освоения и испытания, а также в бригадах ремонта скважин производящих работы по замене колонной головки и фонтанной арматуры, должны быть:

Лубрикатор скважинный

Лубрикатор скважинный предназначен для герметизации устья глубинных скважин при проведении их гидродинамических и геофизических исследований. Устройство также используется для спуска манометров и других необходимых инструментов.

Где применяется?

Слово «lubrico» переводится с латыни как «делать гладким, скользить». В технической литературе оно употребляется в контексте смазывания трущихся узлов и агрегатов.

Однако главное предназначение скважинных лубрикаторов связано непосредственно со спуском и подъемом приборов, чисткой трубы от парафиновых отложений.

Сферы их применения:

нефтяные;
газовые;
газоконденсатные скважины.

Принцип работы

Скважинный лубрикатор состоит:

из приемной камеры-трубы;
нескольких рядом сальников;
крана для контроля давления и слива;
фланца для крепления к арматуре;
канатной проволоки или специального кабеля для спуска инструментов.

Сначала лубрикатор монтируют на фонтанной арматуре, затем – вводят в него прибор и спускают его в скважину. Спуск осуществляется лебедкой под воздействием силы тяжести.

Виды и технические характеристики

Скважинные лубрикаторы классифицируются по нескольким характеристикам:

исполнение;
рабочая среда;
технические характеристики;
климатические условия эксплуатации.

Исполнение

Общепромышленное исполнение СТ1.
Коррозийная стойкость К1. Максимальная температура в скважине не должна превышать 150 градусов, содержание СО2 – не более 6%.
Коррозийная стойкость К2. Максимальная температура рабочей среды – 150 градусов выше нуля, содержание СО2 и Н2S – максимум 6%.
Коррозийная стойкость К3. Предельное температурное значение не меняется, содержание СО2 и Н2S увеличивается до 25%.

Рабочая среда

Производители выпускают оборудование для применения в разных рабочих средах:

нефть;
нефть и вода;
газ;
газ и газовый конденсат.

Есть также универсальные модели, адаптированные к разным условиям эксплуатации.

Технические характеристики

Основные технические характеристики, определяющие производительность скважинного лубрикатора и его эффективность в конкретном промышленном применении, следующие:

Рабочее давление. Этот показатель составляет 14, 21, 35, 70 МПа.
Диапазон рабочих температур. Большинство промышленных исполнений рассчитано на эксплуатацию в умеренном климате (от -40 до +50 градусов).
Высота приемной камеры – 2-3 метра. Есть модели, состоящие из двух камер. Двухметровых труб хватит, если лубрикатор используется для удаления парафиновых отложений. Камеры большей длины требуются для проведения исследований.
Предельное значение жидкости в скважине – 100-150 градусов (в зависимости от исполнения).
Условный диаметр – 65, 80, 100 мм.
Диаметр герметизации проволоки или кабеля – 0,5-12 мм.

Климатические исполнения

Скважинные лубрикаторы, представленные на российском рынке, рассчитаны на эксплуатацию в следующих климатических зонах:

В умеренном климате (У) – от -45 до +40 С°.
Холодном климате (ХЛ) — от -60 до +40 С°.
Умеренном и холодном климате (УХЛ) – от -60 до +40 С°.

Основные производители

Российское научно-производственное предприятие «Геовелл», входящее в группу компаний «Эколайт-Геотехника», - ведущий отечественный разработчик и производитель оборудования для геофизических исследований скважин.

простота конструкции;
высокая производительность;
свободный спуск кабеля;
защита от аварийного перелива скважинной жидкости.

В линейке ООО «Эколайт-Геотехника» также представлены лубрикаторы ЛС-65 в трех модификациях (рабочее давление – 21, 35 и 70 МПа). Климатические исполнения – ХЛ и УХЛ.

В конструкции ЛС-65 предусмотрен двухступенчатый сальниковый уплотнитель, чтобы можно было заменить рабочий сальник под давлением.

86% выпускаемого оборудования «Эколайт» поставляется в нефте- и газодобывающие регионы Российской Федерации. 14% экспортируется в Украину, Казахстан и другие страны. Продукцию компании используют Лукойл, Газпром, Роснефть, Schlumberger, Башнефть, Татнефть и другие промышленные гиганты.

29. ЛУБРИКАТОРЫ

29.1 Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины. Их устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин.

29.2 Лубрикатор должен содержать снизу-вверх следующие основные функциональные элементы:

переходник для соединения с буферной задвижкой; превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем; сигнализирующее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае его аварийного отрыва от кабеля в лубрикаторе; камеру для размещения прибора с грузами; уплотнительное устройство для герметизации кабеля (проволоки).

29.3 Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины.

29.4 Превентор представляет собой цилиндр с размещенной в нем парой цилиндрических плашек с торцевыми уплотнениями для герметизации скважины. Перемещение плашек при закрытии или открытии превентора осуществляется вручную при помощи резьбовой пары винт-гайка или дистанционно при помощи гидроцилиндра с гидравлическим приводом. В зависимости от условий применяют одинарные превенторы с одной парой плашек и многорядные — с двумя и более рядами плашек, размещенных в разных корпусах или в одном корпусе.

29.5 Сигнализирующее устройство (ловушка) снабжено поворотной заслонкой с ручным или гидравлическим приводом для обеспечения пропуска прибора в скважину при выходе его из лубрикатора. Заслонка автоматически пропускает прибор в лубрикатор при подъеме и затем перекрывает входное отверстие.

29.6 Камера для размещения прибора с грузами состоит из секционных труб, свинчиваемых между собой с помощью накидных гаек с трапецеидальной резьбой. Длина набора секционных труб должна быть на 1 м больше длины спускаемого прибора и набора грузов, которые устанавливают над кабельным наконечником для преодоления выталкивающей силы, пропорциональной давлению в скважине и площади поперечного сечения кабеля.

29.7 Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов. По принципу действия различают уплотнители: контактные — действующие за счет обжатия кабеля резиновой втулкой при помощи гидравлического цилиндра с гидроприводом; гидродинамические (газодинамические), в которых герметизация кабеля создается за счет гидродинамических (газодинамических) потерь и снижения давления на выходе из уплотнителя при протекании отводимого в дренажную систему флюида, заполняющего скважину, через зазоры между кабелем и калиброванным отверстием; гидростатические, в которых герметизация осуществляется подачей в зазор между кабелем и калиброванным отверстием уплотняющей смазки под давлением, превышающим устьевое, специальной станцией подачи смазки.

При работе с проволокой применяют только контактный уплотнитель.

29.8 Типоразмеры лубрикаторов определяются набором основных параметров, главными из которых являются давление на устье скважины и условное проходное сечение камеры для размещения приборов. Оптимальный параметрический ряд главных значений устьевого давления — 2, 10, 14, 35, 70, 105 МПа; а параметрический ряд числовых значений условного проходного сечения - 50, 65, 80, 100 мм.

29.9 Лубрикаторы эксплуатируют в комплекте с верхним и нижним направляющими роликами для пропуска кабеля (проволоки). Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора при помощи поворотного кронштейна или закрепляют на автономном грузоподъемном устройстве.

Нижний ролик закрепляют на фонтанной арматуре скважины либо на автономном грузоподъемном устройстве.

29.10 Монтаж и демонтаж лубрикатора на устье скважины осуществляют, пользуясь грузоподъемной лебедкой, которую устанавливают на фонтанной арматуре или на мачте (стойке) лубрикатора, либо с помощью специального грузоподъемного устройства (например, геофизической вышки).

29.11 После установки лубрикатора на фланец буферной задвижки фонтанной арматуры проверяют его на герметичность путем постепенного повышения давления скважинного флюида.

29.12 Эксплуатацию лубрикаторов, в том числе их гидравлические испытания и опрессовку, осуществляют в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и эксплуатационной документации.

В течение какого времени производится опрессовка лубрикатора на скважине

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Дата введения 1997-11-01

РАЗРАБОТАНЫ открытым акционерным обществом "НПО "Бурение"

СОГЛАСОВАНЫ Федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо N 10-13/270 от 22.05.97

УТВЕРЖДЕНЫ Минтопэнерго России, заместитель министра В.В.Бушуев, 18.08.97

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

1.2. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты (приложение 1).

1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [1].

1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его как ремонт газовых скважин.

1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

1.8. При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами [2].

1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.

1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл.1.

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления

Поинтервальные гидроиспытания колонны

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании

Снижение и восстановление уровня
жидкости

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.1.4. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [3] и его приложениях.

2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с РД [1].

2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, - передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований указываются причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2.2.5.2. Основная цель исследования - определение источников обводнения продукции скважины.

2.2.5.3. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям до и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации - подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасышенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, - отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков - исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1. Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп.2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл.2.

Читайте также: