Продолжение на следующем листе Продолжение титульного листа Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 2 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 3 из 154 СОДЕРЖАНИЕ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПЕРЕВОЗКА РЕМОНТНОЙ БРИГАДЫ И ОБОРУДОВАНИЯ ГЛУШЕНИЕ И ПРОМЫВКА СКВАЖИН ПОДГОТОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБ И ШТАНГ ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПОДГОТОВКА УСТЬЯ И СТВОЛА СКВАЖИН ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (ИЗОЛЯЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ) НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ЗА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ ОТКЛЮЧЕНИЕ ПЛАСТОВ ИЛИ ИХ ОТДЕЛЬНЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЕРЕВОД НА ДРУГИЕ ГОРИЗОНТЫ И ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ ПЕРЕВОД СКВАЖИН В ДРУГУЮ КАТЕГОРИЮ ЛИКВИДАЦИЯ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ ОСЛОЖНЕНИЙ СТИМУЛЯЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ (ГПП) ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ РЕМОНТА СКВАЖИН (КАБЕЛЬНО-КАНАТНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ) РЕМОНТ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ГИБКИХ ТРУБ ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПРИЛОЖЕНИЯ ПРИЛОЖЕНИЕ 1 План-заказ на производство капитального ремонта скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 2 План (основной) на производство КРС ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Акт на прием-сдачу скважины в ремонт ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Акт на глушение скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Акт на промывку скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Расчет удлинения колонны НКТ в скважине ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Акт на испытание герметичности (эксплуатационной колонны, НКТ, пакера) ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Акт о готовности скважины к проведению ГИС ПРИЛОЖЕНИЕ 9 Акт об окончании ГИС в скважине ПРИЛОЖЕНИЕ 10 Расчет на обработку эксплуатационной колонны растворителем парафинов ПРИЛОЖЕНИЕ 11 Акт на обработку скважины растворителем парафинов ПРИЛОЖЕНИЕ 12 План-расчет на проведение работ по установке песчаного моста ПРИЛОЖЕНИЕ 13 Акт на проведение работ по установке песчаного моста ПРИЛОЖЕНИЕ 14 План-расчет на проведение тампонажных работ по установке отсекающего моста ПРИЛОЖЕНИЕ 15 План-расчет на проведение тампонажных работ по герметизации эксплуатационной колонны (подъему цемента за колонной) Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 4 из 154 7 8 10 28 39 41 43 52 57 60 63 64 65 67 74 80 82 83 86 94 98 99 100 105 106 107 108 110 111 113 114 116 117 118 119 121 ПРИЛОЖЕНИЕ 16 План-расчет на проведение тампонажных работ по наращиванию цементного кольца за колонной (кондуктором) по эксплуатационной колонне ПРИЛОЖЕНИЕ 17 План-расчет на проведение тампонажных работ по подъему цемента за дополнительной колонной, хвостовиком, летучкой ПРИЛОЖЕНИЕ 18 План-расчет на проведение тампонажных работ по изоляции заколонных перетоков ПРИЛОЖЕНИЕ 19 Акт на проведение тампонажных работ ПРИЛОЖЕНИЕ 20 Акт расследования осложнения, происшедшего при производстве ремонтных работ с технологическим оборудованием в скважине ПРИЛОЖЕНИЕ 21 Акт расследования осложнения с электропогружным насосом в скважине ПРИЛОЖЕНИЕ 22 Акт расследования осложнения в скважине ПРИЛОЖЕНИЕ 23 План на проведение ОПЗ скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 24 Акт на проведение ОПЗ скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 25 План на проведение свабирования скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 26 Акт на проведение свабирования скважины ПРИЛОЖЕНИЕ 27 Акт на вызов подачи насоса ПРИЛОЖЕНИЕ 28 Акт на закачку АКЖ ПРИЛОЖЕНИЕ 29 Акт на сдачу скважины из капитального ремонта Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 5 из 154 123 125 127 129 130 134 139 143 144 145 146 148 149 150 РЕГЛАМЕНТ ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ ОАО «ТАТНЕФТЬ» ________________________________________________________________________________ Срок введения с 2008 г. Вводится взамен РД 153-39.1-355-04 В настоящее время истек срок действия большинства инструкций, руководящих документов и положений в области ремонта скважин, своевременному пересмотру которых не было уделено должного внимания. При составлении «Регламента ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» (далее - Регламент) за основу приняты «Правила ведения ремонтных работ в скважинах» (ОАО «НПО «Бурение», срок действия которых истек 01.11.02 г. [1]. Кроме того, использованы многолетний опыт ремонтных предприятий ОАО «Татнефть», разработки института «ТатНИПИнефть», а также положения ряда руководящих документов с истекшим сроком действия. «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» утвержден и издан в 2004 г, однако при его использовании для руководства в процессе производства ремонтных работ в скважинах от ремонтных предприятий и супервайзерской службы поступили многочисленные предложения о внесении дополнений и изменений, чем была вызвана необходимость досрочного пересмотра документа. Регламент содержит 19, разделов, в которых изложены основные требования, соблюдение которых обязательно для всех предприятий, выполняющих ремонтные работы в скважинах ОАО «Татнефть». В составлении сборника принимали участие: Махмутов И.Х., Мусабиров М.Х., Салахова З.Р., Тарасова Р.Н., Зиятдинов Р.З., Асадуллин М.Ф. (ТатНИПИнефть); Гуськов И.В., Мартяшов С.В., Шакиров Т.Х. (ОАО «Татнефть»), Маркелов А.Л., Козырев А.Т., Маркелов В.Н., Табашников Р.А., Хафаев Л.Ф., Синица В.В., Хисматов М.Т. (ООО Татнефть-РемСервис). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 6 из 154 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1 Ремонтные работы, в зависимости от назначения, подразделяются на капитальный ремонт скважин (КРС), включающий работы по повышению и (или) восстановлению производительности добывающих, приемистости нагнетательных скважин и текущий ремонт скважин (ТРС). 1.2 Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и геофизических исследований, акты расследования осложнений и засорения забоев, анализ промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.), а также экономическая целесообразность проведения ремонтных работ, после определения которой, геологической службой заказчика формируется план-заказ на производство капитального ремонта скважины (Приложение 1). 1.2.1 Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения должны проводиться в процессе эксплуатации скважины (согласно Положению о периодичности производства промысловых гидродинамических исследований), в период ремонтных работ и после их завершения [19]. 1.2.2 При отсутствии возможности проведения геофизических исследований без привлечения ремонтных бригад КРС, ТРС эти работы должны быть включены в план ремонтных работ. 1.3 Ремонт скважины может быть начат только при наличии плана (основного) на производство КРС (Приложение 2), составленного на основании план-заказа (Приложение 1), при необходимости согласованного (согласно категорийности скважины) с противофонтанной службой и утвержденного в установленном порядке руководителем предприятия-заказчика, с которым члены бригады должны быть ознакомлены под роспись до начала работ. 1.4 Ремонтные работы должны производиться согласно соответствующим разделам « Регламента» и инструкциям по применяемым технологиям. 1.5 При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования мер безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с разделом 19 Регламента. 1.6 Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин, должны иметь паспорт завода-изготовителя, удостоверяющий возможность их использования при установленных планом работ параметрах. Паспорта должны храниться у лиц, ответственных за исправное состояние оборудования [32]. Оборудование должно завозиться специальным транспортом с, установленной в ОАО «Татнефть» формы, картой проката, в которой должно быть указано время наработки, а также должность и фамилия лица, ответственного за исправное состояние оборудования. 1.7 По окончании ремонтных работ в скважину должно быть спущено внутрискважинное оборудование, типоразмеры и глубину спуска которого должен определить заказчик. 1.7.1 После проверки работоспособности глубинно-насосного оборудования должен быть составлен акт на вызов подачи насоса (Приложение 27). 1.7.2 После спуска пакера для защиты эксплуатационной колонны от высоких давлений или отсечения ее негерметичных интервалов пакером или другими устройствами должна быть проверена герметичность их посадки с составлением акта (Приложение 7). 1.7.3 Для защиты эксплуатационной колонны и колонны НКТ от коррозии при эксплуатации скважины с пакерующими устройствами межтрубное пространство должно быть заполнено антикоррозионной жидкостью (АКЖ) с составлением акта (Приложение 28). 1.7.4 Заказчику скважина должна быть сдана согласно акту на сдачу скважины из капитального ремонта (Приложение 29). 1.8 В приложениях приведены типовые формы планов и актов, используемых в процессе ремонтных работ, которые могут меняться в зависимости от специфики и структуры задействованных предприятий, а также от специфики проводимых технологических операций (процессов). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 7 из 154 2 ПЕРЕВОЗКА РЕМОНТНОЙ БРИГАДЫ И ОБОРУДОВАНИЯ 2.1 Мастер бригады КРС, получив план на ремонт скважины, до переезда бригады должен согласовать с мастером ЦДНГ (ЦППД) маршрут движения, определить возможность переезда на данную скважину, и ознакомить под роспись всех участников переезда с маршрутом движения на скважину. При необходимости заблаговременно по заявке цеха по ремонту скважин должен быть произведен демонтаж станка-качалки (заявка на демонтаж станка-качалки должна быть подана не позднее недельного срока). 2.2 Мастер бригады КРС должен вызвать представителя заказчика на прием-сдачу скважины в ремонт за сутки до переезда и сообщить диспетчеру ЦДНГ (ЦППД) о переезде бригады на скважину после прибытия на нее первой единицы оборудования бригады. 2.3 Дата и время передачи и получения сообщения о необходимости сдачи скважины в ремонт должно фиксироваться передающими и принимающими лицами в оперативных журналах цеха по ремонту скважин и ЦДНГ (ЦППД) в течение суток. Представитель заказчика должен прибыть на скважину для ее сдачи в ремонт в течение трех часов со времени вызова на прием-сдачу скважины в ремонт. 2.4 При передаче скважины в ремонт мастер бригады КРС и мастер ЦДНГ (ЦППД) должны определить буферное (устьевое) давление и проверить: - исправность наземного оборудования; - исправность электропусковой аппаратуры; - исправность устьевой арматуры и ее комплектность; - загрязненность устьевого оборудования и территории скважины; - соответствие планировки территории скважины, позволяющей провести расстановку оборудования и монтаж подъемного агрегата согласно «Техническим условиям на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин» [33]. 2.5 Замечания сторон в отношении состояния оборудования или территории скважины должны быть зафиксированы в акте и скважина не должна быть принята в ремонт до их устранения или принята с учетом замечаний. Замечания, при которых скважина не должна быть принята в ремонт: - неподготовленность подъездных путей, полная замазученность территории скважины; - высокое устьевое давление, не соответствующее указанному в план-заказе; - наличие наземного оборудования, не позволяющего произвести расстановку оборудования согласно «Техническим условиям на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин» [33]. Замечания, при которых скважина может быть принята в ремонт с условием их устранения в процессе ремонта скважины: - неисправность наземного оборудования; - неисправность электрической пусковой аппаратуры; - неисправность отдельных узлов арматуры и ее некомплектность; - загрязненность устьевого оборудования и незначительная замазученность территории скважины; - несоответствие планировки территории скважины. 2.6 В зимнее время заблаговременно должна быть подготовлена (расчищена от снега и льда) дорога и территория скважины. Весной, по мере таяния снега, должно быть уточнено фактическое расположение промысловых дорог согласно утвержденным схемам с целью исключения заездов на луга и посевы. 2.7 При сдаче скважины в ремонт представитель заказчика должен ознакомить мастера бригады КРС с существующей схемой обвязки скважины и подземными коммуникациями. С момента подписания акта на прием-сдачу скважины в ремонт (Приложение 3), до под- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 8 из 154 писания акта о сдаче скважины из ремонта (Приложение 29), ответственность за состояние скважины и прилегающей территории возлагается на мастера ремонтной бригады. 2.8 Сдача скважины в ремонт должна быть оформлена актом в двух экземплярах (Приложение 3); один экземпляр должен храниться в бригаде КРС, а второй - в ЦДНГ (ЦППД). 2.9 Подготовка оборудования к перевозке заключается в проверке и, при необходимости, ремонте буксировочных и страховочных устройств, приспособлений для подъема и установки дышел, полозьев саней и колес, надежности запоров и крепления оборудования и инструмента, перевозимого в открытом виде. 2.10 После получения разрешения на переезд и подготовки оборудования бригада КРС производит переезд. При перевозке оборудования по автодорогам необходимо соблюдать правила дорожного движения. При этом оборудование должно перевозиться специальным транспортом, а персонал рабочей бригады - сопровождать его в пассажирском автомобиле. 2.11 Расстановка и монтаж оборудования должны производиться согласно «Техническим условиям на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин» [33] после глушения скважины. В случаях, когда глушение невозможно без установки подъемного агрегата (наличие пакеров, отсутствие циркуляции и т.д.) должны быть составлены и утверждены техническим руководителем ремонтного предприятия мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений (НГВП), после чего до начала работ и в процессе их проведения должны быть приняты меры по охране окружающей среды. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 9 из 154 3 ГЛУШЕНИЕ И ПРОМЫВКА СКВАЖИН 3.1 Общие положения Глушение скважины - это комплекс работ, направленных на временное прекращение притока флюида из пласта в открытой скважине заменой скважинной жидкости на жидкость с плотностью, обеспечивающей условие: Ргидрост. > Рпл. (Р- давление) и сохраняющей коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта. При глушении скважины закачиваемая жидкость не должна оказывать вредного влияния на коллекторские свойства пласта. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению: а) скважины с пластовым давлением выше гидростатического; б) скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазоводопроявления (НГВП); в) скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода при Рпл. ≥ Ргидрост.; в скважинах, в которых Рпл. < Ргидрост., необходимо произвести замену объема скважинной жидкости на жидкость расчетной плотности (девонская нефть, гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР), обратная эмульсия), содержащую нейтрализатор сероводорода. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается в скважинах, оборудованных глубинными 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) должен быть согласован с территориальными органами Ростехнадзора России и противофонтанной службой. 3.2 Требования, предъявляемые к жидкостям глушения 3.2.1 Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. 3.2.2 Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода. 3.2.3 Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали от ее воздействия не должна превышать 0,12 мм/год. 3.2.4 Технологические свойства жидкости глушения (плотность, при необходимости, вязкость и др.) должны регулироваться. 3.2.5 Обоснованный выбор жидкости глушения в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины, типов коллекторов и объектов разработки, а также способов их приготовления, должен осуществляться в соответствии с рекомендациями, изложенными в таблице 3.1 [15]. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 10 из 154 Таблица 3.1 - Виды технологических жидкостей глушения и их рабочие параметры для типов коллекторов и объектов разработки Наименование и значение Состав жидкости глушения Тип коллектора параметра 1 2 3 На водной основе Пресная вода с 0,1 % МЛ-81Б (или плотность 1000 кг/м3 др. ПАВ) Сточная (техническая) вода с плотность 1010-1050 кг/м3 0,1 % МЛ-81Б (или др. ПАВ) Слабоминерализованная пластовая вода верхних горизонтов с плотность 1050-1100 кг/м3 0,1 % МЛ-81Б (или др. ПАВ) Раствор карналлитовой руды с 0,1 плотность 1180-1240 кг/м3 % МЛ-81Б (или др. ПАВ) Раствор поташа (карбоната калия) плотность 1050-1400 кг/м3 с 0,1% МЛ-81Б (или др. ПАВ) ПДВ (р-р СаСl2) с 3 % крахмала плотность 1160-1180 кг/м3 (мод.) и 0,3 % МЛ-81Б (или др. (1200-1360 кг/м3) ПАВ) KCl с 0,1 % МЛ-81Б (или др. плотность 1100-1160 кг/м3 ПАВ) ПДВ с 0,2% МЛ-81Б (или др. плотность 1150-1180 кг/м3 ПАВ) терригенные и тульскобобриковские отложения то же угленосные отложения карбона девонские глинизированные отложения (алевролиты) то же Девонские, тульскобобриковские отложения Глинизированный девон (алевролиты, аргиллиты) песчаники девона и тульскобобриковские отложения На углеводородной (эмульсионной) основе Обратная эмульсия (%): нефть - 25 дистиллят - 25 слабоминерализованная вода - 48 эмульгатор «Ялан» - 2 Обратная эмульсия (%): нефть - 24 дистиллят - 24 ПДВ - 50 эмульгатор «Ялан» - 2 Обратная эмульсия (%): нефть - 50 ПДВ - 47-48 эмульгатор «Ялан» - 2- 3 Обратная эмульсия (%): нефть - 37-38 ПДВ - 60 эмульгатор «Ялан» - 2-3 Обратная эмульсии (%): нефть - 31-32 ПДВ - 65 эмульгатор «Ялан» - 3-4 Обратная эмульсия (%): нефть - 28-32 раствор СаСl2 - 60…65 эмульгатор «Ялан» - 2-3 Плотность-920-950 кг/м3 вязкость - 25-45 мПа·с - девон - выпадение АСПО - карбон с АНПД плотность - 950-1010 кг/м3 вязкость - 40-65 мПа·с - девон - выпадение АСПО - карбон с АНПД плотность - 950-1000 кг/м3 вязкость -50-100 мПа·с - девон - алевролиты - карбон с АНПД плотность - 1000-1070 кг/м3 вязкость - 100-200 мПа·с плотность - 1070-1100 кг/м3 вязкость - 300-400 мПа·с - девон - карбон - тульско-бобриковский горизонт - «поглощающие» карбонатные коллектора плотность - 1100-1200 кг/м3 вязкость - 350-600 мПа·с - трещиноватые карбонаты - девон обводненный Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 11 из 154 Продолжение таблицы 3.1 1 Обратная эмульсия (%): нефть - 32-42 раствор Са(NO3)2 - 55…65 эмульгатор «Ялан» - 3 Нефть девонская 2 плотность - 1200-1320 кг/м3 вязкость - 320-650 мПа·с 3 - трещиноватые карбонаты - девон обводненный плотность - 870-900 кг/м3 вязкость - 6-20 мПа·с - угленосные отложения с АНПД, девонские скважины с малым Рпл. П р и м е ч а н и е - Пластовая девонская вода несовместима с водами «верхних» горизонтов, но может быть использована при глушении скважин, в которых запланированы водоизоляционные работы. 3.3 Свойства промывочных жидкостей Промывочные жидкости должны обладать следующими основными свойствами (совокупно или выборочно, в зависимости от вида и рецептуры составов): - быть легкопрокачиваемыми по колонне труб, применяемых при ремонте скважин, без создания дополнительного давления на эксплуатационную колонну; - иметь регулируемую динамическую вязкость в пределах 5-100 мПа·с; - иметь регулируемую плотность в пределах 850-1200 кг/м3; - иметь структурно-механические свойства, в частности, статическое и динамическое напряжение сдвига; - обладать растворяющими или моющими свойствами по отношению к промысловому парафину; - не оказывать отрицательного влияния на пласт. 3.3.1 Применение водных растворов моющих ПАВ 3.3.1.1 Физико-химические основы применения моющих ПАВ Применение моющих ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б, ФЛЭК-ДГ-002, неонолы и др.) для промывки подземного оборудования и призабойной зоны скважин основано на поверхностноактивных свойствах их полярных молекул избирательно адсорбироваться и ориентироваться на поверхностях раздела «металл-загрязнения», «нефть-вода» и т.д., при этом изменяются в благоприятную сторону фазовые и энергетические взаимодействия на этих границах, проявляется «расклинивающий» эффект Ребиндера, мицеллы (пространственные агрегаты ПАВ) солюбилизируют водонерастворимые вещества. При этом моющие растворы обладают смачивающей способностью, а также важными пептизирующими, антиресорбционными, деэмульгирующими, пенообразующими свойствами. Основное предназначение моющих растворов при промывке скважин - удаление вязких углеводородсодержащих загрязнений (окисленная нефть, асфальтено-смолистые отложения, парафиновые суспензии и агрегаты, нефтяные эмульсии и т.д.) с поверхности эксплуатационной колонны, призабойной зоны и забоя скважины. Отмыв металлических поверхностей труб, подземного оборудования от органно-минеральных загрязнений обеспечивается за счет проявления комплекса отмеченных физико-химических свойств ПАВ-препаратов, сопровождаемого механическим воздействием их водных растворов на загрязнения и отмываемую поверхность. 3.3.1.2 Базовые составы моющих водных растворов Моющие ПАВ применяются в виде водных растворов 0,1-0,2%-ной концентрации. Базовыми рабочими промывочными жидкостями являются следующие составы: - пресная вода плотностью 1000 кг/м3+ 0,1% МЛ-81Б; - подтоварная (техническая) слабоминерализованная вода плотностью 1020-1100 кг/м3 + 0.1% МЛ-81Б; Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 12 из 154 - пластовая высокоминерализованная вода плотностью 1120-1180 кг/м3 + 0,1% ФЛЭК. 3.3.2 Промывочные жидкости на нефтяной основе 3.3.2.1 Товарная нефть После проведения физико-химических ОПЗ пласта добывающих скважин производится промывка прифильтровой зоны и забоя от продуктов реакции товарной нефтью с плотностью 880-890 кг/м3 и динамической вязкостью 6-15 мПа·с. Применение нефти позволяет сохранить фазовую проницаемость продуктивного пласта. Ограничениями применения нефти являются: малая вязкость и небольшая плотность; последнее обусловливает подбор скважин с относительно низкими величинами пластового давления. В скважинах с более высокими пластовыми давлениями должны применяться промывочные облагороженные составы на эмульсионной основе (плотностью 920-1200 кг/м5) и моющие облагороженные промывочные жидкости (ОПЖ) на водной основе плотностью 1000-1180 кг/м3. 3.3.2.2 Загущенные углеводороды В таблице 3.2 приведены физико-химические параметры промывочных жидкостей на углеводородной основе, с регулируемыми вязкостными, тиксотропными, растворяющими и моющими свойствами. Таблица 3.2 - Физико-химические параметры промывочных жидкостей на углеводородной основе Объемная доля, % Состав Нефть девонская Загуститель HGA37 Загуститель HGA48 Нефть девонская Загуститель HGA37 Загуститель HGA48 Ялан-Э-1 (ПАВ) Нефть девонская Дистиллят К-2 Загуститель HGA37 Нефть девонская Дистиллят К-2 Загуститель HGA37 Ялан-Э-1 85 8 7 86 5 6 3 45 45 10 55 35 9 1 Плотность, кг/м3 Значения параметров ДинамиОтмываСпособческая ющая споность к вязкость, собность, очистке, % мПа·с % Дисперг. способность, % 850-880 125-68 62-72 92-94 35-40 850-880 135-82 82-89 90-95 65-71 780-810 100-50 90-93 95-96 72-79 790-810 120-68 93-95 96-97 89-91 Примечания 1 Загустители HGA, деструктор OMS фирмы Clearwater протестированы в институте «ТатНИПИнефть» на нефтях и дистиллятах ОАО «Татнефть». 2 Разработанные рецептуры могут быть отнесены к перспективным промывочным составам, рекомендуемым к применению в особых технологических случаях. Гелеобразная нефтедистиллятная система обладает всеми свойствами промывочной жидкости с растворяющими, отмывающими и структурными свойствами. При необходимости для деструкции нефтяного геля рекомендуется дозировать 2 л/м3 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 13 из 154 жидкого реагента BREAKER OMS. Вязкость системы падает с 300-200 мПа·с (исходная) до 32-36 мПа·с (через сутки). При дозировании загустителей в разрушенный гель (при меньших номинальных концентрациях) структура и вязкость системы через сутки восстанавливаются, поэтому нефтяной гель может быть применен многократно. 3.3.3 Промывочные жидкости на эмульсионной основе 3.3.3.1 Достоинством этих жидкостей является регулируемость в необходимом диапазоне плотности и вязкости, а также наличие структурно-механических (тиксотропных) свойств. Базовыми промывочными составами являются следующие рецептуры обратных эмульсий, объемная доля, %: - нефть - 42-53, ПДВ - 45-55, ПАВ-эмульгатор («Ялан» или др.) - 2-3, плотность 980-1060 кг/м3, вязкость - 90-300 с по вискозиметру ВП-5, статическое напряжение сдвига 8-18 дПа. - нефть - 42,5-53,5; раствор СаС12 (плотностью 1300 – 1350 кг/м3) - 45-55; ПАВэмульгатор - 1,5-2,5, плотность - 1070-1150 кг/м5, вязкость - 100-320 с по ВП-5, статическое напряжение сдвига - 7-20 дПа. - нефть - 17,5-30,0; дистиллят - 16,5-30,0; ПДВ (или раствор СаС12) - 50-60; ПАВэмульгатор - 2,5-3,5, плотность - 940-1100 кг/м3, вязкость - 55-200 с по ВП-5, статическое напряжение сдвига - 6-15 дПа, растворяющая способность по АСПО - 70-90 %, диспергирующая способность по АСПО - 15-20 %. 3.3.3.2 Первые два состава (на нефтяной основе) предназначены для промывки ствола скважины и забоя от крупных механических частиц и загрязнений (песок, цемент, стружка и т.д.), т.к. они обладают большей вязкостью и тиксотропной структурой. Состав на нефтедистиллятной основе предназначен для промывки скважин и забоя от АСПО, т.к. он обладает растворяющими и диспергирующими свойствами и необходимой тиксотропией. 3.3.4 Технологические жидкости для промывки и глушения сероводородсодержащих скважин Разработаны к применению следующие составы промывочных жидкостей и жидкостей глушения с нейтрализующими свойствами по сероводороду; содержание на 1 м3: - пресная вода (сточная, техническая вода с плотностью до 1100 кг/м3) - 0,994 м3 , препарат МЛ-81 - 1-2 кг, препарат НСМ-4 (НСМ-5) - 2-3 кг; - глицериновый состав (плотность 1200-1250 кг/м3); - обратная эмульсия (нефть - 0,400-0,480 м3, ПДВ - 0,500-0,570 м3, Ялан 0,020-0,030 м3) с добавкой двуокиси марганца - 0,8-1,2 кг; - пластовая вода (раствор хлористого кальция), 0,8-1,2 кг препарата ФЛЭК и двуокись марганца (0,8-1,2 кг); - полимерносолевые составы (например, водные растворы ПДВ с 2 % ОЭЦ, 0,2% ФЛЭК и 0,8-1,2 кг двуокиси марганца). 3.4 Технология приготовления жидкостей глушения и промывки скважин 3.3.1 Жидкости глушения на водной основе 3.3.1.1 Приготовление жидкости глушения с добавлением от 0,1 % до 0,2 % раствора МЛ-81Б (или др. ПАВ) может производиться на стационарных узлах, в мерной емкости насосного агрегата типа ЦА-320 или отдельной емкости путем постепенной дозировки МЛ81Б (или др. ПАВ) в циркулирующий поток жидкости по схеме: емкость-насос-емкость. Раствор МЛ-81Б (или др. ПАВ) готовится в два приема: затворение МЛ-81Б (или др. ПАВ) в пресной воде (расчетное количество ПАВ растворяют в объеме от 0,2 до 0,5 м3 пресной во- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 14 из 154 ды), а затем этот раствор постепенно вливают при циркуляции в жидкость глушения. В зимнее время затворение МЛ-81Б (или др. ПАВ) необходимо производить в теплой (от 20 0С до 50 0С) воде. 3.3.1.2 Приготовление водных растворов КСl производить растворением кристаллической соли в пресной или минерализованной воде, предпочтительно на стационарных узлах. 3.3.2 Жидкости глушения на углеводородной (эмульсионной) основе 3.3.2.1 Жидкости глушения на основе обратных эмульсий могут быть приготовлены на скважинах или стационарных узлах. Приготовление на скважинах (при плюсовой температуре воздуха) в небольших объемах производится в мерной емкости насосного агрегата типа ЦА-320 по следующей технологии. Сначала в мерник дозируется по рецептуре нефть с эмульгатором, а затем при циркуляции «на себя» дозируется и перемешивается водная фаза. Кондиционная эмульсия для глушения готовится от 30 до 40 мин. За один прием можно приготовить до 6 м3 обратной эмульсии расчетной плотности и вязкости. 3.3.2.2 Для приготовления обратных эмульсий в больших количествах (более 20 м3) используется диспергатор конструкции института «ТатНИПИнефть» (рисунок 3.1), два агрегата типа ЦА-320 и желобная емкость (рисунок 3.2). 3.3.2.3 Приготовление эмульсии производится по следующей схеме: - в емкость необходимо залить расчетное количество нефти, эмульгатора и перемешать с помощью агрегата от 10 до 15 мин (компоненты взаиморастворимы); - далее приготовление эмульсии производится с помощью двух агрегатов через диспергатор по схеме, указанной на рисунке 3.2 (схема «а»). Производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в 2 раза выше производительности агрегата, перекачивающего пластовую воду; - после ввода расчетного количества воды агрегаты переключаются на работу по схеме «б» и работают с одинаковой производительностью. Перемешивание продолжается до готовности эмульсии. 1 - корпус; 2 - сопло; 3 - завихритель; 4 - гнездо корпуса Рисунок 3.1 Диспергатор 3.3.2.4 Методика подбора плотности жидкости глушения в зимнее время основывается на трех критериях: - обеспечение необходимой плотности жидкости для конкретной скважины; - минимальное влияние жидкости глушения на коллекторские свойства пластов; - морозостойкость данного состава при транспортировке до скважины. В таблице 3.4 приведены значения температур замерзания основных технологических жидкостей, в таблице 3.5 указаны температурные диапазоны применимости технологических жидкостей при ремонтных работах в зимний период. При температурах воздуха от минус 25 0С до минус 30 0С часто требуются жидкости с небольшими плотностями (в диапазоне от 920 кг/м3 до 1120 кг/м3). При этих условиях необходимо использовать жидкости глушения на углеводородной основе, в частности, обратные эмульсии на нефтяной основе; допускается применение технологических жидкостей, приготовленных на основе пластовой девонской воды плотностью от 1160 кг/м3 до 1180 кг/м3 с добавлением от 0,1 % до 0,2 % облагораживающего реагента МЛ-81Б (или др. ПАВ). Плотность технологической жидкости регулиру- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 15 из 154 ется добавлением пресной воды на пунктах приготовления. Температура замерзания жидкости в зависимости от ее плотности приведена в таблице 3.3. Таблица 3.3 Плотность, кг/м3 1160-1180 1100-1120 1060-1080 Температура замерзания, 0С от минус 25 до минус 29 от минус 20 до минус 22 от минус 12 до минус 15 Возможность повышения плотности технологической жидкости при понижении температуры окружающей среды в процессе ремонта добывающих скважин с низкими пластовыми давлениями должна быть согласована с главным геологом заказчика по каждой конкретной скважине при условии продолжения работ на технологических жидкостях той же плотности при повышении температуры, однако противодавление на пласт при этом не должно превышать пластовое давление на 1,5 МПа для скважин глубиной 1200 м и от 2,5 МПа до 3,0 МПа - для более глубоких скважин. Плотность жидкости глушения необходимо принимать по наименьшей среднесуточной температуре окружающей среды. Таблица 3.4 - Температура замерзания жидкостей глушения Водный раствор соли, жидкость Плотность, кг/м3 Температура замерзания, оС глушения 1 2 3 1050 -5 Подтоварная вода 1080 -10 1120 -18 Пластовая вода 1170 -29 1020 -2 1050 -5 Хлорид натрия 1100 -10 1150 -17 1180 -22 1050 -4 1100 -8 1150 -13 Хлорид кальция 1200 -22 1250 -35 1300 -50 1050 -4 1100 -11 Хлорид магния 1150 -23 1200 -34 1400 -33 Нитрат кальция 1450 -40 1500 -50 1300 -30 Хлорид кальция + нитрат кальция 1600 -42 Хлорид кальция + хлорид цинка 1500 -41 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 16 из 154 3 1 4 2 а 1 3 1 1 2 б 1,2 - насосные агрегаты; 3 - желобная емкость; 4 - автоцистерна ------- - всасывающие линии ____________ - нагнетательные линии а - начальная стадия приготовления; б - заключительная стадия приготовления Рисунок 3.2 - Схема обвязки спецтехники для приготовления обратной эмульсии на скважине Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 17 из 154 Таблица 3.5 - Температурные диапазоны применимости технологических жидкостей при ремонтно-профилактических работах в добывающих скважинах в условиях отрицательных температур Tвозд, оС 1 до 0 Рекомендуемые к применению составы 2 Все виды ТЖ на водной и углеводородной основе до минус3 То же до минус 6 ТЖ на основе ПДВ и высокоминерализованных вод (солевых рассолов) ТЖ на углеводородной основе до минус 9 То же до минус 12 до минус 15 То же То же Замерзающие жидкости 3 - Плотность, кг/м3 4 650-1550 Раствор хлорида натрия Пресная вода 1030 1010 Раствор хлорида натрия Растворы ПАВ на пресной воде Подтоварная вода Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Раствор хлорида натрия Подтоварная вода Растворы ПАВ на основе технической слабоминерализованной воды Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Подтоварная, техническая вода Растворы ПАВ на основе технической воды Раствор хлорида натрия Раствор хлорида магния Раствор хлорида кальция Техническая, подтоварная вода Растворы ПАВ на их основе Раствор хлорида натрия Раствор хлорида магния Раствор хлорида кальция 1050 1020 1050 1050 1050 1090 1070 5 Диапазон применения При меньшей плотности жидкости замерзают То же То же 1080 1100 1090 1090 1100 1100 1100 1130 То же 1110 1110 1130 1120 1160 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 18 из 154 Примечание То же Продолжение таблицы 3.5 1 2 до минус 18 То же до минус 21 до минус 24 То же до минус 27 То же до минус 30 То же до минус 33 ТЖ на специальных солевых рассолах ТЖ на углеводородной основе до минус 36 То же ТЖ на основе углеводородных растворитедо минус лей 39 ТЖ на основе специальных рассолов до минус То же 42 3 Техническая, подтоварная вода Пластовая вода Растворы ПАВ на их основе Раствор хлорида натрия Раствор хлорида магния Раствор хлорида кальция Пластовая вода Растворы ПАВ на ее основе Раствор хлорида натрия Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Пластовая вода Растворы ПАВ на ее основе Раствор хлорида натрия Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Пластовая вода Растворы ПАВ на ее основе Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Пластовая вода Растворы ПАВ на ее основе Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Раствор нитрата кальция 4 5 1140 1120 1130 1150 1130 1180 1130 То же 1140 1170 1190 1140 1150 1150 1180 1200 1150 1160 То же 1160 1220 1160 1180 То же 1180 1230 1170 1240 1180 1400 То же То же Раствор хлорида кальция Раствор хлорида магния Раствор нитрата кальция Нефть загустевает 1260 1190 1430 850-890 Обратные эмульсии на нефтяной основе загустевают Раствор хлорида кальция 950-1200 То же 1270 Раствор нитрата кальция 1450 Плотность, ниже которой жидкости замерзают Раствор хлорида кальция Раствор нитрата кальция 1280 1470 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 19 из 154 То же Характерный диапазон То же Продолжение таблицы 3.5 1 до минус 45 до минус 50 2 То же То же 3 Раствор нитрата кальция Раствор хлорида кальция Раствор хлорида кальция Раствор нитрата кальция Углеводороды загустевают 4 1480 1290 1310 1500 650-720 5 То же То же Характерный диапазон П р и м е ч а н и е - Все жидкости глушения и промывочные составы на основе пресной, подтоварной (технической) и пластовых вод должны содержать от 0,1 % до 0,2 % (в зависимости от требований инструкции по их применению РД 153-39.0-381-05) [15] облагораживающих ПАВ. 3.4 Подготовительные работы 3.4.1 Подобрать тип жидкости глушения и произвести расчет необходимой плотности с учетом пластового давления, указанного в плане работ и уточненного за трое суток до начала ремонта скважины. Расчет плотности жидкости глушения производить по формуле (3.1): Ðïë . 106 , (3.1) æ .ã. Ê g Í êð . Lóäë. где ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м3; Рпл. - пластовое давление, МПа; К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной: К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); К=1,05 - для интервалов от 1200 м до проектной глубины; g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2; Нкр. - глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м; Lудл. - удлинение скважины, м. 3.4.2 Приготовить необходимый объем жидкости глушения, не влияющей на коллекторские свойства пласта. Объем жидкости глушения определять по формуле (3.2): V = Vпм · Н, (3.2) где Vпм - объем 1 м погонной длины эксплуатационной колонны; Н - высота столба жидкости глушения до кровли пласта. Кроме того, должен учитываться объем долива жидкости при подъеме подземного оборудования. 3.4.3 Остановить скважину, проверить исправность задвижек устьевой арматуры. 3.4.4 Расставить агрегат и автоцистерны, произвести их обвязку с устьем скважины и гидроиспытание нагнетательной линии на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ (персонал при этом удаляется в безопасную зону). 3.5 Проведение процесса глушения [15] 3.5.1 Глушение производится после остановки скважинного насоса и открытия (сбивания) циркуляционного (сбивного) клапана скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН), или установки балансира в верхнее положение скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), заменой скважинной жидкости на жидкость глушения до глубины подвески насоса. Жидкость глушения необходимо закачи- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 20 из 154 вать в скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) до выхода ее из межтрубного пространства, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну. При отсутствии (отказе) циркуляционного клапана жидкость глушения закачивать в межтрубное пространство созданием циркуляции через работающий насос, также, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну. 3.5.2 Скважинную жидкость заменить на жидкость глушения. Через расчетное время осаждения жидкости глушения на забой замерить давление на устье, и при его наличии закачать оставшийся объем жидкости глушения. При отсутствии избыточного давления и выхода газа скважина считается заглушенной. Расчетное время осаждения жидкости глушения (Т) определять по формуле (3.3): Т = H/V, (3.3) где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; V - скорость замещения жидкостей, м/с (зависит от разности плотностей и вязкости скважинной жидкости и жидкости глушения и принимается от 140 м/ч до 180 м/ч для СаС12 в ПДВ, 150 м/ч до 200 м/ч - для ПДВ плотностью от 1140 кг/м3 до 1180 кг/м3 (от 1,14 г/см3 до 1,18 г/см3) в скважинной жидкости плотностью от 900 кг/м3 до 1000 кг/м3 (от 0,9 г/см3 до 1,0 г/см3); от 280 м/ч до 360 м/ч для гидрофобной эмульсии в пластовой воде; от 360 м/ч до 430 м/ч для загущенного модифицированным крахмалом раствора СаС12 в ПДВ). На основе опыта работы на месторождениях ОАО «Татнефть» время осаждения жидкостей глушения на основе ПДВ в скважинной жидкости и СаСl2 в ПДВ составляет от 3 ч до 4 ч. 3.5.3 Глушение скважин для проведения капитального ремонта производить с заменой скважинной жидкости на жидкость глушения в полном объеме скважины, что обусловлено необходимостью проведения технологических операций с циркуляцией жидкости в процессе ремонтных работ. 3.5.4 Глушение скважин для проведения текущего ремонта (если не предусмотрено проведение технологических операций с созданием циркуляции жидкости) возможно не в полном объеме скважины. Для этого необходимо подобрать тип и рассчитать плотность и объем жидкости глушения таким образом, чтобы меньшим объемом жидкости глушения создать необходимое противодавление на пласт. Для соблюдения этих условий плотность жидкости глушения должна быть больше плотности поднасосной жидкости от 50 кг/м3 до 60 кг/м3 (от 0,05 г/см3 до 0,06 г/см3). При этом необходимо учесть, что поднасосная жидкость может быть представлена: нефтью, пластовой девонской водой или водонефтяной эмульсией. В зависимости от этого необходимо подобрать плотность жидкости глушения, обеспечивающую ее гарантированное гравитационное осаждение. 3.5.5 Жидкость глушения располагается в интервале от забоя до подвески насоса или от 100 м до 250 м выше кровли продуктивного пласта. Расчет плотности жидкости глушения при этом производить по формуле (3.4). Ę Đďë. g ńęâ.ć . Í Í ńň .ć .ă. , (3.4) ć .ă. g Í ńň .ć .ă. где ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м3; Рпл. - пластовое давление, МПа; К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной: К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); К=1,05 - для интервалов свыше 1200 м до проектной глубины; Н - глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м; Í ńň .ć .ă. - высота столба жидкости глушения, м; ńęâ.ć . - плотность скважинной жидкости, кг/м3. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 21 из 154 3.5.6 Глушение скважин с низкими пластовыми давлениями и поглощающими пластами. В этих условиях создать водой циркуляцию «межтрубье-колонна НКТ-устье» не удается. 3.5.6.1 В качестве жидкости глушения может применяться высоковязкая обратная эмульсия на нефтяной основе. Она выполняет роль временного «тампона», перекрывающего продуктивный пласт, остальной объем скважины заполняется водным раствором (продавочной жидкостью). Объем высоковязкой эмульсии принимать от 2 до 8 м3 в зависимости от приемистости пласта: Рекомендуемые объемы высоковязкой эмульсии представлены в таблице 3.6. Таблица 3.6 Приемистость, м3/(ч·МПа) 1,0-1,5 1,5-2,0 более 2 Объем высоковязкой эмульсии, м3 2-4 4-6 6-8 3.5.6.2 Для глушения сероводородосодержащих скважин в обратную эмульсию и продавочную жидкость необходимо добавлять нейтрализатор сероводорода (двуокись марганца, твердофазные и др.) в объеме 0,1 % от объемов жидкостей. 3.5.6.3 Обратную эмульсию с плотностью, превышающей плотность поднасосной жидкости, закачать в НКТ или межтрубное пространство. 3.5.6.4 По окончании закачки, агрегат остановить, а затем через расчетное время осаждения жидкости глушения на забой по 3.5.2 замерить давление на устье, и при его наличии закачать оставшуюся часть жидкости глушения до появления ее на поверхности. При отсутствии избыточного давления скважина считается заглушенной. 3.5.6.5 По окончании глушения скважины составить акт (Приложение 4). 3.6 Промывка скважин [15] 3.6.1 Промывка скважин производится с целью: - удаления скопившейся на забое при эксплуатации скважины углеводородной эмульсии, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), мелких механических частиц, солей и т.д; - удаления продуктов коррозии после обработки внутренней поверхности эксплуатационной колонны скребком, частиц цементного камня после разбуривания цементных мостов и т.д.; - ликвидации песчаных пробок в скважине; - вымывания продуктов реакции после обработки эксплуатационной колонны и призабойной зоны скважины. Необходимость промывки на каждой стадии ремонта скважины должен определять заказчик с учетом геолого-технических условий скважины, характера предшествующих и предстоящих работ (при необходимости после обследования забоя печатью на канате). 3.6.2 Промывка скважины производится с использованием спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных, бурильных или гибких труб. Допускается промывка скважины с использованием колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами, спущенной на освоение скважины компрессором. Различают прямую, обратную и комбинированную промывку. Прямая промывка - когда промывочная жидкость закачивается в НКТ, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся жидкостью через межтрубное пространство. Прямая промывка способствует лучшему размыву шлама, песчаных и др. пробок за счет струи жидкости, выходящей из промывочных труб. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 22 из 154 Обратная промывка - когда промывочная жидкость закачивается в межтрубное пространство, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся через промывочные трубы. За счет меньшего сечения в них создаются бόльшие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос размытого шлама меньшим объемом промывочной жидкости, чем при прямой промывке. Однако при проведении обратной промывки должны предъявляться повышенные требования к герметичности промывочного сальника, т.к. обратная промывка производится при более высоких давлениях закачки технологической жидкости, чем при прямой промывке. Кроме того, существующие промывочные вертлюги не всегда позволяют произвести обратную промывку из-за засорения отверстий ствола крупными частицами. Через колонну бурильных или гибких труб обратная промывка скважины не производится. Комбинированная промывка объединяет достоинства прямой и обратной промывок, т.е. после размыва пробки прямой промывкой с допуском до твердого забоя обратной промывкой размытый шлам выносится на поверхность. Основной недостаток комбинированной промывки - необходимость остановки процесса для переключения с прямой промывки на обратную, что в некоторых случаях может привести к прихвату промывочных труб. 3.6.3 Низ колонны НКТ при промывке может быть оборудован по-разному в зависимости от других предусмотренных последующих процессов: пером, перо-воронкой, воронкой или муфтой и т.д. 3.6.4 Оборудование устья скважины при промывке зависит от того, необходимо наращивание колонны труб или нет. При промывке с наращиванием устье скважины необходимо оборудовать промывочным сальником, если нет в наличии устьевого герметизатора типа КГОМ или малогабаритного превентора. Промывка производится через вертлюг с допуском колонны НКТ до забоя: - при первой промывке после подъема внутрискважинного эксплуатационного оборудования; - при удалении песка с забоя скважины, засыпанного для перекрытия интервала перфорации; - при ликвидации песчаных пробок; - при удалении скопившихся на забое шлама, частиц цемента и других твердых частиц после проведения ремонтных работ. 3.6.5 Если в наращивании колонны промывочных труб нет необходимости, промывка производится через фланец-планшайбу с центральной задвижкой или краном высокого давления или через устьевой герметизатор. Нагнетательную линию присоединить к центральной (прямая промывка) или затрубной задвижке (обратная промывка) и промывку производить с закачкой жидкости в НКТ или межтрубное пространство: - при замене скважинной жидкости на другую жидкость (нефть, глинистый раствор и т.д.); - при промывке ствола скважины растворителями с целью очистки стенок колонны НКТ от АСПО; - при промывке ствола скважины от продуктов реагирования после обработки призабойной зоны пласта кислотными составами, когда не требуется установка точного забоя. 3.6.6 Перед промывкой промывочную технику, подъемный агрегат, оборудование и инструменты необходимо проверить и привести в соответствие с существующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ. Нагнетательную линию от насоса до устья опрессовать на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ. 3.6.7 При промывке забоя колонну НКТ спустить до глубины от 10 м до 20 м выше текущего или обследованного печатью забоя. Опрессовать колонну НКТ на давление, указанное в плане работ, вызвать циркуляцию закачкой промывочной жидкости и продолжить допуск НКТ. Допускается проведение промывки без опрессовки труб, если скважинная жидкость(глинистый раствор или др.) не позволяет произвести их опрессовку. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 23 из 154 Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при их очередном наращивании длина рабочей трубы должна быть от 2 до 3 м больше длины любой наращиваемой трубы. 3.6.8 Выходящую из скважины жидкость направить для осаждения твердых частиц в желобную емкость. 3.6.9 Для промывки скважин как добывающих, так и нагнетательных, необходимо использовать технологическую жидкость того же состава и плотности, что и при глушении данной скважины с добавлением 0,1 % до 0,2 % МЛ-81Б для сохранения коллекторских свойств пласта. 3.6.10 При прекращении подачи жидкости по какой-либо причине до завершения промывки трубы немедленно приподнять: при прямой промывке - от 100 до 150 м, при обратной промывке - от 50 м до 70 м и принять срочные меры к возобновлению промывки; при прекращении подачи в процессе промывки песчаной пробки производить расхаживание колонны НКТ в течение расчетного времени осаждения песка или до возобновления промывки. 3.6.11 При первых признаках нефтегазоводопроявления промывку скважины прекратить, устье загерметизировать, после чего замерить устьевое давление и произвести глушение скважины технологической жидкостью соответствующей плотности. 3.6.12 При промежуточной промывке процесс необходимо продолжать до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ от 0,5 т до 1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную емкость не менее полутора объемов скважины; при конечной промывке - два объема, при этом первый цикл промывки, т.е. циркуляцию жидкости в объеме не менее одного объема скважины, произвести через желобную емкость, а во втором цикле - произвести замену промывочной жидкости в объеме скважины на «свежую» жидкость. При применении БЦС для окончательной промывки второй цикл (замена на «свежую» жидкость) не производить при условии соблюдения требований пункта 3.7. При промывке нагнетательных скважин допускается применение воды из водовода с обязательным сливом отстоявшейся грязи до чистой воды при сохранении условия Рстат. > Рпл. при применении этой воды. После проведения конечной промывки составить акт (Приложение 5). 3.6.13 Удаление песчаных пробок в скважинах с низким пластовым давлением, когда расчетная плотность технологической жидкости меньше или равна 900 кг/м 3 (0,9 г/см3), производить: - при небольшой мощности пробок (до 10 м) - очисткой желонками на канате или НКТ; - при большой мощности пробок (более 10 м) - промывкой по обычной технологии (прямой или обратной) с замером до кровли продуктивного пласта, после чего промывочные трубы поднять, и продолжить очистку желонками на канате или НКТ. 3.7 Критерии оценки качества промывки Для проведения качественной промывки скважины необходимо соблюдение следующих условий: - необходимо исправное оборудование (промывочный агрегат, промывочный сальник, вертлюг, буровой шланг) и достаточный запас воды; - коэффициент взвешенных частиц (КВЧ) используемой жидкости не должен быть более 0,0001 г/см3 (100 г/л); - периодическая проверка качества технологических жидкостей на пунктах набора на содержание нефти и механических примесей должна проводиться два раза в месяц ответственными лицами, назначенными приказом по предприятию; результаты анализа необходимо регистрировать в специальном журнале с подписью и расшифровкой фамилии ответственного; - проведение промывки с допуском пера на колонне НКТ до забоя и его разгрузкой от 0,5 т до 1 т по индикатору веса при наличии циркуляции; - непрерывность процесса промывки; Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 24 из 154 - поддержание расхода промывочной жидкости, необходимого для выноса шлама из ствола скважины (таблица 3.7); - применение очищенной от шлама желобной емкости с соответствующей системой очистки. Таблица 3.7 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146 168 Диаметр НКТ, мм Минимальный расход жидкости, л/с 60 73 89 Прямая промывка 4,4 3,8 3,2 6,2 5,6 4,8 Обратная промывка 0,9 1,2 1,8 П р и м е ч а н и е - Приведенные выше значения минимального расхода промывочной жидкости рассчитаны для частиц размером до 3 мм и могут меняться в сторону увеличения или уменьшения в зависимости от свойств вымываемых отложений. Для оценки качества промывки допускается визуальный контроль чистоты жидкости, выходящей из скважины. Пробу выходящей из скважины жидкости залить в чистый химический цилиндр объемом 100 мл и энергично встряхнуть. Критерием чистоты жидкости является отсутствие видимых твердых, илистых и хлопьевидных частиц и возможность прочтения стандартного газетного текста через слой анализируемой воды на расстоянии вытянутой руки (по аналогии с американским стандартом АНИ RP 58 «Испытание на мутность в условиях скважин») [15]. 3.8 Определение приемистости добывающих и нагнетательных скважин Закачка сторонней жидкости в продуктивные пласты добывающих скважин снижает их проницаемость, поэтому операции по определению приемистости допускается выполнять лишь при необходимости получения информации для планирования и проведения технологических процессов с оптимальными параметрами. 3.8.1 В добывающих скважинах определение приемистости производить при планировании операций: - по отключению обводненного пласта (пластов); - по ограничению водопритока из пласта (пластов); - по увеличению нефтеотдачи пластов; - по герметизации эксплуатационных колонн (приемистость нарушений); - по наращиванию цементного кольца за эксплуатационной колонной (приемистость спецотверстий); - по исправлению негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной (приемистость пластов или спецотверстий). При наличии вскрытого нефтеносного пласта (пластов), по которому (которым) не планируется проведение работ, последние должны быть защищены от закачки рабочей жидкости при определении приемистости: вышележащие - пакером, нижележащие - песком, непроходным разбуриваемым пакером, при необходимости, в сочетании с цементным мостом, устанавливаемым с помощью желонки, извлекаемым пакером и т.д. При определении приемистости нарушений или спецотверстий для наращивания цементного кольца продуктивные пласты должны быть отсечены цементным или др. мостом. При подготовке скважин к МУН по ряду технологий стимуляции работы пластов определение приемистости не требуется исходя из назначения технологии: Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 25 из 154 - ударно-депрессионное воздействие (УДВ) для варианта воздействия на призабойную зону пласта без закачки растворителя; - обычные и глубокие соляно-кислотные обработки карбонатных пластов: глубокое солянокислотное воздействие ГСКВ, СНПХ-9010, скрид, КПАС (при отсутствии приемистости в процессе закачки реагента оставляется ванна в интервале перфорации); - кислотные обработки призабойных зон терригенных пластов составами на основе соляной и глинокислоты: СНПХ-9021, КПАС, СНПХ-9050 (при отсутствии приемистости в процессе закачки реагента оставляется ванна в интервале перфорации); - термобарохимическая обработка призабойной зоны скважины. Определение приемистости перед работами по стимуляции добывающих скважин (АХВ, РМД, МИА-пром, НСКВ и др.) производится один раз закачкой в пласт нефти или воды, обработанной МЛ-81Б (или др. ПАВ). 3.8.2 В нагнетательных скважинах определение приемистости производить при планировании операций: - по отключению пластов; - ОПЗ по увеличению (или восстановлению) приемистости; - перед геофизическими исследованиями с закачкой жидкости; - по выравниванию профиля приемистости; - по герметизации эксплуатационных колонн (приемистость нарушений); - по наращиванию цементного кольца за эксплуатационной колонной (приемистость спецотверстий); - по исправлению негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной (приемистость пластов или спецотверстий). Кроме того, после проведенных работ по восстановлению (увеличению) приемистости скважины по требованию заказчика может проводиться испытание скважины на приемистость на режимах (скоростях) работы агрегата, определенных заказчиком. 3.8.3 Порядок выполнения работ по определению приемистости: - устье загерметизировать планшайбой; - собрать и опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление, указанное в плане работ; - при наличии в скважине пакера НКТ заполнить после заполнения межтрубного пространства; - при отсутствии пакера скважину заполнить до появления циркуляции из межтрубного пространства и закрыть затрубную задвижку. Процесс определения приемистости продолжить до достижения стабильной приемистости (постоянном расходе при заданном давлении, не превышающем допустимого на эксплуатационную колонну) с учетом параметров последующей операции. При отсутствии приемистости (падение давления) давление плавно поднять, не превышая допустимого на эксплуатационную колонну, агрегат остановить и определить темп падения давления в единицу времени. После определения приемистости необходимо рассчитать удельную приемистость в м3/(ч·МПа), т.к. закачка химических реагентов или тампонирующих материалов может производиться агрегатом с другой производительностью. Объемы закачиваемой жидкости при определении приемистости добывающих скважин: - при определении объема тампонажного материала или наполнителя при отключении обводненного пласта в объеме не менее 6 м3 воды после заполнения скважины (для заполняющихся скважин) и не менее объема скважины (для незаполняющихся скважин)* - при определении объема водоизоляционных материалов в объеме не менее 6 м 3 (нефти или воды, обработанной МЛ-81Б (или др. ПАВ) после заполнения скважины: решение о выборе рабочей жидкости для определения приемистости принимать с учетом действующего технологического регламента на проведение работ и сохранения (улучшения) коллекторских свойств пласта; Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 26 из 154 - при определении объема реагентов при проведении мероприятий по методам увеличения нефтеотдачи (МУН) в объеме не менее 6 м3 нефти или воды, обработанной МЛ-81Б (или др. ПАВ), после заполнения скважины. Объемы закачиваемой жидкости при определении приемистости для нагнетательных скважин: - при определении объема тампонажного материала при отключении пласта в объеме не менее 6 м3 воды после заполнения скважины (для заполняющихся скважин) и не менее объема скважины (для незаполняющихся скважин); - при определении объема реагентов для кислотных обработок в объеме от 2 м3 до 3 м3 воды после заполнения скважины; - в объеме не менее 6 м3 воды после заполнения скважины при планировании геофизических исследований с закачкой жидкости и в объеме от 2 до 3 м3 - при планировании исследований с закачкой изотопов; - с закачкой воды не менее 1 ч после заполнения скважины перед проведением мероприятий по МУН. Для определения приемистости в нагнетательных скважинах допускается использование воды из водовода с предварительным сливом отстоявшейся грязи до чистой воды в желобную емкость. _______________________ * - незаполняющиеся скважины (с низким пластовым давлением или с катастрофическими поглощениями в интервалах нарушений эксплуатационных колонн) - скважины, которые не заполняются после закачки любой технологической жидкости в объеме скважины с расходом до 30 м3/ч(8,3 л/с). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 27 из 154 4 ПОДГОТОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБ И ШТАНГ 4.1 Подготовка труб 4.1.1 Подготовка труб должна производиться в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации технологических насосно-компрессорных труб» [23]. На трубных базах должна производиться промывка, калибровка резьб, шаблонирование, ремонт, гидравлические испытания, маркировка и сортировка труб. Все трубы, проходящие через трубные базы (в т.ч. и новые), должны проверяться шаблоном длиной 1250 мм (наружные диаметры шаблона приведены в таблице 4.1) и иметь акт, указывающий должность, ФИО лица, проводившего гидравлическое испытание труб, шаблонировку и калибровку резьб. Таблица 4.1 Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм 48 60 4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 7,0 73 89 Наружный диаметр шаблона, мм 37,9 (36,9) 47,9 (46,9) 59,6 (58,6) 56,6 (55,6) 72,7 (71,7) 69,7 (68,7) 85,4 (84,4) 97,1 (96,1) 102 114 Примечания 1 В скобках приведены диаметры шаблона для труб с полимерно-эпоксидным покрытием (ПЭП), длина шаблона не менее 600 мм (шаблон - неметаллический). 2 При непрохождении шаблона диаметром 59,6 мм в НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм перед проведением операций, не предъявляющих жестких требований к шаблонированию (кроме свабирования, спуска невставных штанговых насосов) допускается применение шаблона диаметром 56,6 мм. 4.1.2 Транспортирование труб на скважину должно производиться с навернутыми предохранительными кольцами на ниппелях специальным транспортом. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. 4.1.3 При разгрузке и укладке труб на мостки у скважины муфтовые концы необходимо направлять к устью, между рядами труб укладывать прокладки (деревянные, из штанг, отработанного талевого каната с заделанными концами и др. материала), с обеих сторон необходимо устанавливать регулируемые по высоте стойки (не менее трех) против раскатывания труб. Не допускается трубы сбрасывать, ударять друг о друга, перетаскивать волоком. Количество укладываемых на мостках труб должно определяться грузоподъемностью мостков, указанной в паспорте. 4.1.4 На скважине необходимо производить наружный осмотр, укладку труб в порядке спуска в скважину. Муфты необходимо располагать в шахматном порядке, а последующие, вышележащие ряды должны ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты. 4.1.5 На каждые 1000 м необходимых для работы труб необходимо подготовить дополнительно 50 м резервных труб. Резервные трубы необходимо укладывать отдельно. 4.1.6 Трубы при спуске в скважину необходимо проверять на соответствие проходного сечения. Для этого достаточно использовать цилиндрический шаблон длиной от 450 до 650 мм и диаметром согласно таблице 4.1. 4.1.7 Шаблонирование труб проводить при: Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 28 из 154 - первом спуске технологических труб; - замене труб в процессе ремонта; - перед проведением работ по свабированию; - конечном спуске эксплуатационных труб согласно инструкциям по эксплуатации спускаемого оборудования; - перед проведением исследований по колонне НКТ; - после тампонажных работ. 4.1.8 Шаблонирование труб производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину. При задержке шаблона в трубе её следует забраковать. Трубы, забракованные при проверке, необходимо укладывать отдельно для последующего их вывоза на ремонт. 4.1.9 При использовании труб разных диаметров и конструкций их необходимо группировать по типам и размерам. Переводник для свинчивания их между собой навернуть заранее на ниппель первой трубы следующей спускаемой секции. 4.1.10 Резьбы патрубков и переводников проверять гладким калибром согласно «Инструкции по эксплуатации технологических насосно-компрессорных труб» [23]. 4.1.11 Измерение длины труб производить от торца муфты до начала безрезьбовой части трубы с помощью стальной замерной ленты, не имеющей наклепов и наставок, или других замерных устройств с ценой деления не более 0,01 м. 4.1.12 Измерение длины труб производить под руководством мастера бригады, который является ответственным за качество данной операции. При отсутствии мастера измерение производить под руководством бурильщика с последующей проверкой точности подсчета замера мастером. 4.1.13 Сведения о подготовленных к работе трубах заносить в журнал замера труб в таблицу с указанием порядкового номера, длины каждой трубы и подсчета нарастающей длины колонны труб (по форме таблицы 4.2). При использовании труб разных диаметров, конструкций и групп прочности их замеры заносить в отдельные таблицы. Перед спуском любого оборудования в скважину необходимо составить эскиз его компоновки с тщательным замером геометрических размеров и внести в вахтовый журнал или журнал замера НКТ. Таблица 4.2 № трубы Тип конструкции трубы, группа прочности, условный диаметр НарастаНарастаДлина № труДлина № Длина ющая ющая трубы, м бы трубы, м трубы трубы, м длина, м длина, м Нарастающая длина, м Для определения положения забоя по замеру колонны НКТ к замеру прибавить разницу альтитуд ротора и колонной муфты и расстояние от отметки на верхней НКТ до колонной муфты и вычесть величину удлинения колонны НКТ в скважине по таблице 4.3. Расчет удлинения колонны НКТ в скважине приведен в приложении 6. Таблица 4.3 - Удлинение колонны НКТ в скважине, м Глубина скважины, м 1000 1200 1400 1600 1800 Диаметр НКТ х толщина стенки, мм с открытым нижним концом с закрытым нижним концом 60х5,0 73х5,5 73х7,0 60х5,0 73х5,5 73х7,0 0,33 0,33 0,33 0,21 0,20 0,23 0,48 0,48 0,47 0,31 0,29 0,33 0,65 0,65 0,64 0,42 0,39 0,45 0,85 0,85 0,84 0,55 0,51 0,59 1,08 1,08 1,06 0,69 0,64 0,74 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 29 из 154 4.1.14 Составление колонны технологических труб в зависимости от диаметра эксплуатационных колонн для различных операций при ремонте скважин производить согласно таблице 4.4. Таблица 4.4 Соотношение диаметров эксплуатационных колонн и колонн технологических труб, мм Эксплуатационная колонна Колонна НКТ 89 ГТ-38,1; ГТ-44, 48 102 ГТ-38,1; ГТ-44, 48, 60 114, 127, 139, 146 60, 73 168, 178 60, 73, 89 более 178 73, 89 4.2 Эксплуатация насосно-компрессорных труб [23] 4.2.1 Все трубы должны быть снабжены предохранительными кольцами на резьбовой части трубы и предохранительными ниппелями в муфтах. 4.2.2 Трубы, поднятые из скважины, очистить (особенно тщательно следует очистить резьбовые соединения) и внимательно осмотреть. При осмотре особое внимание необходимо обратить на целостность резьбы. 4.2.3 Для обеспечения герметичности соединений при спуске труб в скважину необходимо: а) тщательно очистить и проверить резьбы; б) нанести герметизирующую смазку на наружную резьбу и свинтить трубу и муфту. Ориентировочный расход смазок для резьбовых соединений приведен в таблице 4.5. Таблица 4.5 - Ориентировочный расход смазок на одно резьбовое соединение Условный наружный диаметр труб, мм 48 60 73 89 102 114 Расход смазки, г 10 15 20 30 35 40 В качестве герметизирующей смазки резьбовых соединений необходимо применять герметизирующие смазки типа Русма [39], Р-402 [40] и т.д. согласно [23]. Допускается использование герметизирующих смазок, рекомендованных заводом-изготовителем труб. Кроме того, для герметизации резьб всех типов допускается применение ленты ФУМ за исключением спуска невставных штанговых насосов и спуска труб для свабирования. Перед спуском новых труб в скважину резьбы тщательно очистить от консервационной смазки. в) при подъеме труб с мостков резьбовую часть необходимо предохранять от ударов. 4.2.4 Для спуска и подъема безмуфтовых труб и труб с муфтами уменьшенного диаметра необходимо применять клиновые элеваторы. 4.2.5 Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы одинаковой длины. 4.2.6 Клиновые элеваторы и спайдеры механических ключей перед применением необходимо проверить на одновременность срабатывания клиньев. 4.2.7 Насечки клиньев спайдеров и клиновых элеваторов не должны повреждать тело трубы; во время работы их необходимо регулярно очищать. 4.2.8 Размер ключа должен соответствовать размеру трубы, сухари должны быть точно подобраны. 4.2.9 Из муфты трубы вывернуть предохранительный ниппель, резьбу тщательно очистить. В трубу вставить шаблон соответствующего размера, который выпадает с другого конца трубы при ее подъеме. 4.2.10 После того, как труба поднята над устьем скважины, с ниппеля отвернуть предохранительное кольцо, резьбу тщательно очистить и смазать. 4.2.11 Посадку трубы в муфту производить плавно, чтобы не повредить резьбу. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 30 из 154 4.2.12 Свинчивание производить с приложением крутящих моментов, значения которых приведены в таблице 4.6 (при наличии ключа с ограничителем момента). Если при свинчивании ниппель свободно, с моментом меньшим минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или, если после свинчивания с максимальным моментом остается более двух свободных, не вошедших в муфту, витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую за ней. 4.2.13 При спуске необходимо предохранять резьбовые соединения НКТ от ударов. 4.2.14 Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клиньями спайдера при недостаточном весе колонны НКТ необходимо применять стопорные ключи. 4.2.15 Спущенная впервые в скважину для проведения технологических операций колонна НКТ, независимо от того, откуда были завезены трубы (с базы или со скважины), перед началом ремонтных работ должна быть опрессована на давление, предусмотренное планом работ с составлением акта (Приложение 7). Колонну НКТ допускается не опрессовывать в скважине, если применяются НКТ, опрессованные на трубной базе, кроме операций, связанных с повышенными давлениями (гидропескоструйная перфорация, гидроразрыв пласта, тампонажные работы, кислотные обработки). В процессе ремонтных работ колонну НКТ необходимо опрессовывать с периодичностью и параметрами согласно [23] и плана работ или соответствующих протоколов по опрессовке технологических НКТ. 4.2.16 Посадку колонны НКТ на забой и подъем выполнять плавно, со скоростью не более 0,1 м/с. 4.2.17 После развинчивания резьбового соединения ниппель отвинченной трубы должен выйти из муфты за счет сил упругости пружины крюкоблока. Если трубы были подняты из скважины с «отбивкой» сильно затянутых резьбовых соединений кувалдой, их необходимо вывести на трубную базу и отревизировать; при необходимости, заменить муфты. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 31 из 154 Таблица 4.6 Диаметр трубы при номинальной толщине стенки, мм 1 Тип трубы 2 Гладкая по ГОСТ633 НКТ 48х4,0 Д С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633 НКТ 48х4,0 К С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 60х5,0 Д С высадкой по ГОСТ633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 60х5,0 К С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 73х5,5 Д С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ 633, с технологическими замками НКТ 73х5,5 К С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 89х6,5 Д С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 89х6,5 К С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633 НКТ 89х6,5 Е С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 102х6,5 Д С высадкой ГОСТ по 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 102х6,5 К С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 114х7,0 Д С высадкой по ГОСТ 633 Гладкая по ГОСТ633, с технологическими замками НКТ 114х7,0 К С высадкой по ГОСТ 633 П р и м е ч а н и е - Допуск на момент свинчивания ±15 % Номинальный момент свинчивания, Н·м Крутящий момент, Н·м 3 566 1210 745 1590 1007 4 1625,1 2458,8 2112 3185 3103,2 1790 1325 4802,4 4020,2 2350 1450 6221,6 5900 2280 1900 8030 7620 3000 2012 10380 10815,8 3150 2690 14176 14012 4170 2800 4320 2100 18365 15766 20646 9103 3540 2770 15410 11794 4680 2401 19964 16632 3950 3170 25952 21546 5220 33622 4.2.18 Чтобы резьбовые соединения и тело трубы при работе двухтрубками изнашивались равномерно, необходимо через три-четыре спуск-подъема менять местами трубы верхней и нижней частей. 4.2.19 При расхаживании прихваченных НКТ растягивающие усилия не должны превышать допустимых осевых нагрузок (таблица 4.7). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 32 из 154 Таблица 4.7 - Допустимые осевые нагрузки для колонны НКТ [36] Условный диаметр, мм Толщина стенки, мм 48 60 73 73 89 89 102 114 4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 7,0 Страгивающая нагрузка для резьРастягивающая нагрузка, при котобовых соединений гладких труб с рой напряжения в теле трубы доститреугольной резьбой, кН (т) гают предела текучести, кН (т) Группа прочности Д К Е Д К Е 113(11,3) 150(15) 166(16,6) 207(20,7) 273(27,3) 306(30,6) 197(19,7) 259(25,9) 291(29,1) 323(32,3) 425(42,5) 478(47,8) 278(27,8) 366(36,6) 411(41,1) 434(43,4) 571(57,1) 642(64,2) 370(37) 487(48,7) 547(54,7) 540(54) 711(71,1) 799(79,9) 415(41,5) 546(54,6) 613(61,3) 622(62,2) 818(81,8) 920(92) 753(75,3) 990(99) 1113(111,3) 441(44,1) 581(58,1) 652(65,2) 723(72,3) 951(95,1) 1069(106,9) 545(54,5) 718(71,8) 806(80,6) 878(87,8) 1156(115,6) 1299(129,9) 4.2.20 Поднятые из скважины дефектные трубы должны сохраняться в том состоянии, в каком они оказались в результате осложнения до расследования причин. 4.2.21 В скважинах, продукция которых содержит сероводород, даже при незначительных его концентрациях применение труб с высокими пределами текучести (отечественных труб групп прочности К, Е, Л и М и зарубежных из стали марок N-80, Р-105, Q-125, V150) не допускается из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять отечественные стальные трубы группы прочности Д и зарубежные трубы из сталей марок С-75, K-80, С-95 [36]. 4.3 Подготовка и эксплуатация насосно-компрессорных стеклопластиковых труб [22] 4.3.1 Подготовку насосно-компрессорных стеклопластиковых труб производить аналогично пункту 4.1. Работа со стеклопластиковыми НКТ, в т.ч. спускоподъемные операции возможны при температуре окружающей среды от минус 30 0С до плюс 60 0С. Технические характеристики стеклопластиковых труб, применяемых в ОАО «Татнефть», приведены в таблице 4.8. Таблица 4.8 Условный диаметр, мм 73 60 Внутренний диаметр, мм 62,0 50,6 Толщина стенки, мм Рабочее давление, МПа Испытательное давление, МПа 4,5 5,7 6,8 8,3 4,4 4,8 5,8 6,8 7,8 до 8 10 12 14,5 до 9,5 10 12 14 16,5 12 15,0 18,0 21,7 14,3 15,0 18,1 21,0 24,7 Длина шаблона, мм Диаметр шаблона, мм 58,3 450 48,0 4.3.2 До спуска насосно-компрессорных стеклопластиковых труб талевую систему подъемного агрегата необходимо тщательно отцентрировать по оси скважины. 4.3.3 Для спуска и подъема труб необходимо применять стальные переводники длиной от 450 до 500 мм, изготовленные из НКТ диаметром 73 мм или 89 мм. Ниппель переводника должен иметь наружную резьбу, аналогичную резьбе спускаемых труб, а на другой его конец навернуть муфту под стандартный элеватор соответствующего размера. Поднимаемые Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 33 из 154 с мостков трубы должны иметь навинченные на ниппельные концы предохранительные колпачки. 4.3.4 При проведении спускоподъемных операций, а также ловильных работ со стеклопластиковыми трубами необходимо использовать стандартное оборудование, предназначенное для работы со стальными НКТ. 4.3.5 Для захвата колонны труб и удержания их на весу при спускоподъемных операциях необходимо использовать стандартные трубные элеваторы. 4.3.6 При проведении ловильных работ необходимо использовать метчики и внутренние труболовки, а также овершоты и колокола типоразмеров, соответствующих диаметру труб. 4.3.7 Спуск труб в скважину производить в следующем порядке: - из раструба (высадки) первой трубы вывернуть предохранительную пробку; - резьбу муфты очистить неметаллической щеткой; - в раструб завернуть стальной патрубок и докрепить ключом (усилие заворота должно исключать отворот патрубка при свинчивании труб); - в трубу вставить шаблон длиной и диаметром согласно таблице 4.8; - трубу поднять с мостков, убрать выпавший из трубы шаблон и опустить трубу на мостки. Трубу, через которую шаблон не прошел, забраковать; - с ниппеля трубы отвернуть предохранительное кольцо, резьбу неметаллической щеткой очистить от загрязнений; - на всю поверхность резьбы шпателем или другим приспособлением равномерным непрерывным слоем нанести герметизирующую смазку ТF-15 или другую, рекомендуемую заводом-изготовителем; - на ниппель навернуть стальной патрубок с опрессовочным узлом и воронкой; - трубу поднять с мостков и опустить в скважину; - из раструба очередной трубы вывернуть предохранительную пробку; - резьбу муфты очистить неметаллической щеткой; - в раструб завернуть стальной патрубок и докрепить ключом; - трубу поднять с мостков; - с ниппеля отвернуть предохранительное кольцо, резьбу неметаллической щеткой очистить от загрязнений; - на всю поверхность резьбы шпателем или другим приспособлением равномерным непрерывным слоем нанести герметизирующую смазку; - ниппель трубы вертикально, не разгружая веса, направить в муфту предыдущей трубы, спущенной в скважину. Чтобы не повредить резьбу, посадку трубы в муфту производить плавно, избегая ударов; - после посадки трубы в муфту, трубу медленно вращать, чтобы убедиться в том, что обеспечено соосное зацепление резьбы. Лишь после того, как витки резьбы войдут в сопряжение, произвести свинчивание с визуальным контролем захода ниппеля в муфту. 4.3.8 Свинчивание и развинчивание стеклопластиковых труб производить с помощью ИЦ-73 (ИЦ-60) с ограничителем момента или других, не повреждающих поверхность тела трубы (с мелкой насечкой от 2 м до 3 мм), а также трубными ключами марки КОТ, предварительно защитив место контакта инструмента с телом трубы специальными прокладками. Размер ключа должен соответствовать размеру трубы. Докрепление резьбового соединения производить осторожно, исключая повреждения наружных поверхностей труб и витков резьбы. Соединение считается затянутым правильно, если торец раструба совпадает с концом сбега резьбы ниппеля или не совпадает с ним на ± два витка. Показатели моментов свинчивания для стеклопластиковых НКТ различных диаметров приведены в таблице 4.9 (при наличии ключа с ограничителем момента свинчивания). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 34 из 154 Таблица 4.9 - Моменты свинчивания резьбовых соединений стеклопластиковых труб Условный диаметр трубы, Момент свинчивания, кгм (Н·м) мм минимальный максимальный 60 18,2 (178,4) 20,8 (203,8) 73 23,4 (229,3) 26,0 (254,8) 4.3.9 После свинчивания колонну труб приподнять, клиновые захваты отвести в сторону и произвести спуск колонны в скважину со скоростью не более 0,25 м/с. После спуска трубы ее раструбный конец зафиксировать в клиновом захвате. Патрубок, с помощью которого производился подъем трубы с мостков, вывернуть, и весь цикл повторить снова. При проведении СПО необходимо помнить, что падение колонны НКТ даже на небольшое расстояние может ослабить резьбовые соединения. 4.3.10 По окончании спуска стеклопластиковые трубы опрессовать на давление, равное 1,25 от рабочего. Допустимое падение давления - 5 % от первоначального за 30 мин. 4.3.11 Подъем колонны труб производить плавно, без ударов, рывков и резкого перехода с одной скорости на другую. Перед началом подъема следует убедиться в отсутствии прихвата колонны путем осторожного ее натяжения. Если обнаружен прихват, то необходимо обеспечить циркуляцию через межтрубное пространство прямой или обратной промывкой с последующим расхаживанием труб. 4.3.12 Подъем труб производить следующим образом: - в раструбный конец трубы, зажатый в клиновом захвате над устьем скважины, завернуть стальной патрубок; - произвести подъем колонны труб вверх на одну трубу, после чего колонну зафиксировать в клиновом захвате. Поднятую трубу отвинтить с помощью ключа. 4.3.13 С целью предохранения резьбы, отвинчивание труб производить медленно. Допускается легкое постукивание резиновой колотушкой по деревянной доске, используемой в качестве подкладки. Удары должны быть легкими прямо в центр свинченных резьб. Ударять следует одновременно с приложением постоянного крутящего усилия. В случае осложнений при развинчивании возможно применение долива горячей воды в межтрубное пространство (температура воды не выше плюс 90 0С. Нагрев резьбового соединения острым паром от ППУ не допускается). 4.3.14 Отвинченную трубу поднимать только после полного выхода ее из соединения за счет сил упругости пружины крюкоблока. Нельзя срывать трубу из раструба. На ниппель отвинченной трубы навернуть предохранительное кольцо, трубу отвести от устья скважины и, медленно опуская крюкоблок, опустить ее на желоб приемных мостков. 4.3.15 С уложенной на мостки трубы вывернуть стальной патрубок и в ее раструб завернуть предохранительную резьбовую пробку, после чего весь цикл повторить. 4.3.16 Трубы, поднятые из скважины, уложить на деревянные прокладки (не менее трех по длине). Между рядами труб также уложить деревянные прокладки. Запрещается бросать на трубы трубные ключи, замки и др. предметы. 4.3.17 Перед повторным использованием произвести проверку состояния труб и их резьб внешним осмотром. Поврежденные трубы сложить отдельно для вывоза их на ремонт. 4.3.18 При проведении кислотных обработок (солянокислотных, глинокислотных) необходимо учесть ряд особенностей при работе со стеклопластиковыми НКТ: - межтрубное пространство должно быть заполнено до устья; - температура кислоты должна быть не выше плюс 40 0С; - закачивать кислоту при минимальном давлении, необходимом для продавливания в пласт; - давление на устье не должно превышать 75 % от номинального рабочего давления для стеклопластиковых НКТ (27.6 МПа) [22]; - время кислотной обработки не должно превышать 4 ч; - если закачка кислоты прервана, немедленно промыть трубы. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 35 из 154 4.4 Подготовка и эксплуатация бурильных труб 4.4.1 Подготовку бурильных труб производить аналогично пункту 4.1. 4.4.2 С целью повышения долговечности резьбы необходимо произвести приработку резьб новых труб путем пятикратного свинчивания-развинчивания с малой частотой вращения (2-4 об/мин), с попеременным удалением старой и нанесением новой смазки. В дальнейшем при спуске труб резьбы смазывать герметизирующими смазками согласно 4.2.3. 4.4.3 Во время спускоподъемных операций необходимо предохранять резьбу ниппеля от ударов о ротор и другие металлические предметы. 4.4.4 При свинчивании резьбы нельзя вталкивать ниппель в муфту, а при развинчивании - срывать его под натяжкой, а также вращать бурильную трубу после выхода резьбы из сопряжения. 4.4.5 При подъеме ведущей трубы с мостков на ниппель рабочего переводника навернуть предохранительное кольцо. 4.4.6 В случаях необходимости приложения растягивающих нагрузок при расхаживании прихваченного оборудования следует учитывать группу прочности и класс труб. Максимально допустимые растягивающие нагрузки не должны превышать 80 % нагрузок, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести. 4.4.7 Компоновку колонны бурильных труб необходимо определять характером предстоящих работ, а также прочностными характеристиками труб. 4.4.8 Оптимальное соотношение диаметров эксплуатационных колонн и бурильных труб приведено в таблице 4.10. Таблица 4.10 - Соотношение диаметров эксплуатационных колонн и бурильных труб Диаметр УБТ, мм Диаметр эксплуатацион- Диаметр трубы, мм; типоразмер замка ной колонны, мм * ** 62 (без зам102 ка) 114 ЗН-80 60; ЗУ-86 140 ЗН-95 73; ЗУ-86 89; 95 146 ЗН-108 73; ЗУ-108 108 73; ЗУ-108; 168 ЗН-108 (118) 120 89; ЗШ-118 178 ЗН-118 89; ЗУ-120 133 194 ЗН-140 114; ЗШ-146 146 * - бурильные трубы с высаженными внутрь концами; ** - бурильные трубы с высаженными наружу концами. 4.4.9 Свинчивание всех замковых соединений производить с регламентированным крутящим моментом (при наличии ключа с ограничителем момента) согласно таблице 4.11. Таблица 4.11 - Моменты свинчивания бурильных замков (Нּм) Предел текучести материала, σт (МПа) Тип замка 680 750 * ** ЗН-80 ЗУ-86 4200-5000 4600-5500 ЗН-95 6900-8300 7600-9100 ЗН-108 ЗУ-108 10900-13000 12000-14300 ЗН-118 ЗШ-118 11000-13700 12100-15200 ЗН-140 ЗШ-146 24400-29400 26900-32400 * - бурильные трубы с высаженными внутрь концами; ** - бурильные трубы с высаженными наружу концами. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 36 из 154 4.4.10 Ввиду того, что основное назначение бурильных труб - ловильные, бурильные и фрезеровочные операции, они после изготовления не подвергаются гидравлическим испытаниям и требования к их опрессовке при проведении этих операций не установлены. Перед спуском труб в скважину достаточно проверить состояние резьбовых соединений, прямолинейность и внутреннюю полость на просвет. При использовании колонны бурильных труб для проведения операций, требующих ее герметичности, спуск труб производить с герметизацией резьб замков шкимкой, лентой ФУМ или специальными уплотнительными кольцами. Шаблонирование производить перед проведением геофизических исследований через колонну бурильных труб, диаметр шаблона при этом должен не менее чем на 10 мм превышать диаметр прибора, а длина - не менее длины прибора. 4.5 Подготовка и эксплуатация насосных штанг 4.5.1 Транспортирование насосных штанг должно производиться спецтранспортом в упаковках-пакетах. Резьбы штанг и муфт должны быть защищены предохранительными колпачками и пробками от повреждений и скопления в них грязи и влаги. 4.5.2 В каждый пакет должны упаковываться штанги только одной марки стали, одного диаметра, одной длины, с муфтами одного исполнения и класса [38]. 4.5.3 Конструкция пакетов должна обеспечивать предохранение штанг от искривления (за пределы упругой деформации) при транспортировании и хранении. В пакетах не допускается соприкасание поверхностей тела штанг между собой. Концы штанг с муфтами должны быть сориентированы в одну сторону. 4.5.4 Допускается транспортирование штанг без упаковок штанговозами или другим видом транспорта, имеющим ровную платформу длиной, превышающей длину штанг. При разгрузке не допускается штанги сбрасывать, перетаскивать волоком. 4.5.5 Штанги на стеллажах должны укладываться рядами с применением деревянных прокладок, чтобы не допускать прогибов штанг или свешивания их концов. 4.5.6 Штанги до спуска в скважину должны проверяться внешним осмотром. Изогнутые, скрученные и имеющие механические повреждения поверхности штанги должны быть забракованы и заменены новыми (реставрированными). 4.5.7 Штанги со стеллажей подаются к скважине по одной. Концы штанг нельзя волочить по земле. 4.5.8 Захват штанги при СПО должен производиться только за головку, а свинчивание-развинчивание - только за квадратную шейку. Допускается при подвешивании штанг производить захват штанги (или двух свинченных штанг) за квадрат. 4.5.9 Штанговые элеваторы, крюки, ключи и другие инструменты, применяемые при СПО, должны исключать возможность искривления тела штанги у головки, смятие штанг и других повреждений поверхности. Для свинчивания-развинчивания штанг необходимо применять ключи, обеспечивающие оптимальный момент свинчивания (ориентировочно для штанг диаметром 16 мм - 300, 19 мм - 500, 22 мм - 700, 25 мм - 1100 Н·м). 4.5.10 Во избежание заедания резьбы штанг при их свинчивании или развинчивании талевая система должна быть отцентрирована по оси скважины. 4.5.11 При развинчивании резьбовых соединений штанг удары по муфте не допускаются. Муфты, подвергшиеся ударам, необходимо заменить на новые. После подъема должен быть произведен осмотр штанг (состояние резьб калибром, износ муфт и тела штанг, изгиб, отложения солей и АСП, состояние центраторов), отбракованные штанги должны быть вывезены на базу для реставрации. 4.5.12 Компоновка колонн насосных штанг 4.5.12.1 В зависимости от режима работы штангонасосной установки колонна насосных штанг может быть одноступенчатой или многоступенчатой. Каждая ступень должна состоять из штанг одного типоразмера. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 37 из 154 В многоступенчатых колоннах должны применяться штанги одной марки стали и одного вида термической обработки. 4.5.12.2 Длина каждой ступени должна подбираться таким образом, чтобы все ступени колонны были одинаково нагружены по значению приведенного напряжения, а в случае применения штанг из разных марок стали или вида термической обработки - с учетом различия в допустимых приведенных напряжениях [38]. 4.5.12.3 Значение приведенного напряжения при расчете штанговых колонн необходимо принимать в пределах от 0,75 до 0,9 от допустимого [10]. Длина ступени должна определяться расчетом [10]. Оптимальное сочетание штанговых муфт и колонн НКТ приведено в таблице 4.12. Таблица 4.12 Условный размер штанг ШН13 ШН16 ШН19 ШН22 ШН25 ШН29 Наружный диаметр муфт полноразмерных (уменьшенного диаметра), мм (25,4) (31,8) 38,1 (38,1) 41,3 (41,3) 46,0 (50,8) 55,6 60,3 Минимальный условный (наружный) диаметр НКТ, внутри которых применяются муфты, мм ГОСТ 633 АРI Spec 5CTM 42 42,2 48 50,6 60 52,4 60 52,4 60 60,4 60 60,4 73 73,0 73 73,0 89 88,9 89 88,9 4.5.13 Замена штанг в колонне 4.5.13.1 Отдельные штанги, оборвавшиеся в процессе эксплуатации, должны быть заменены штангами того же типоразмера. 4.5.13.2 В случае одного или двух обрывов, происшедших во вновь спущенной колонне штанг, не следует менять всю колонну или ее ступень. 4.5.13.3 Полная смена штанговой колонны или ее ступени должна производиться только при увеличении интенсивности (частоты) обрывов штанг более чем в 2 раза. 4.5.13.4 При наблюдении в скважине повышенной частоты обрывов штанг по сравнению с частотой обрывов в аналогичных условиях в других скважинах, необходимо выявить причины и принять меры по их устранению. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 38 из 154 5 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН 5.1 Исследование скважин при планировании и проведении ремонта необходимо выполнять с целью: - оценки выработанности запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасыщенности в пластах; - определения источника обводнения продукции; - определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, наличия и качества сцепления цементного кольца с колонной; - изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола; - контроля положения муфт эксплуатационной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя; инструмента, спущенного для ремонтных операций, отсекающих мостов; - оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом и др. 5.2 Исследования проводятся технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов необходимо выбирать исходя из цели ремонта и состояния скважины после тщательного изучения особенностей её строительства и процесса эксплуатации. 5.3 Порядок исследования должен быть отражен в плане на ремонт скважины. Включаемые в план параметры исследования скважины приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 Метод исследования Параметр исследования, указываемый в плане работ Наружный диаметр и длина шаблона; порядок спуска шаблона: на трубах, на канате; тип (насосно-компрессорные, бурильные) и условный диаметр труб для спуска шаблона; интервал (глубина) шаблонирования. Шаблонирование колонны Снятие отпечатка с аварийного оборудования или отбивка забоя Опрессовка колонны (в т.ч. поинтервальная) Снижение и прослеживание восстановления уровня жидкости в колонне Определение приемистости пластов, нарушений или специальных отверстий в колонне Прокачивание индикатора (красителя) Тип печати: плоская, конусная(свинцовая, гудроновая); наружный диаметр печати; порядок спуска печати: на трубах, на канате; глубина спуска печати; необходимость промывки перед посадкой печати. Интервал установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения); величина устьевого давления опрессовки. Интервал установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине; способ и периодичность регистрации положения уровня в скважине. Режимы закачки жидкости; величина устьевого давления на каждом режиме; тип и плотность закачиваемой жидкости. Тип или химический состав индикатора; концентрация и объем раствора индикатора, объем прокачивания. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 39 из 154 5.4 Геофизические исследования (ГИС) 5.4.1 Комплекс геофизических исследований должен определяться в зависимости от категории скважины, условий проведения измерений и решаемых задач [19]. 5.4.2 Все геофизические исследования должны проводиться согласно заявке и акту о готовности скважины к ГИС, который должен содержать информацию о конструкции скважины, состоянии забоя, типе внутрискважинного оборудования и скважинной жидкости; мероприятия по подготовке скважины к проведению исследований и схему заезда на скважину (Приложение 8), по окончании исследований должен быть составлен акт (Приложение 9). 5.4.3 Акт должен быть оформлен геологом цеха КРС (ЦДНГ, ЦППД, ТРС), подписан ответственным за составление информации по геолого-технической характеристике скважины и выдаче заданий по видам ГИС, а также ответственным за подготовку скважины к проведению ГИС и составление схемы заезда на скважину и передан начальнику партии до выезда на скважину. 5.4.4 Комплекс ГИС и качество исследований должны гарантировать получение достоверной информации для достижения максимальной эффективности при эксплуатации и ремонте скважины. Методы исследований должны уточняться в зависимости от конкретных геолого-технических условий и решаемых задач по плану, взаимно согласованному УГР и геологической службой заказчика. Целесообразность применения дополнительных методов должна определяться заказчиком. Выбор методов исследования при ремонте скважин должен осуществляться согласно РД 153-39.1-415-05 [19]. Исследования технического состояния работающих горизонтальных скважин должны проводиться согласно РД 39-0147585-214-00 [7], РД 39-0147585-233-01 [8]. 5.4.5 Подготовка скважины к геофизическим исследованиям производится в соответствии с решаемой задачей и включает следующее: - подготовка ствола скважины согласно разделу 6; - установка отсекающего моста (песчаного, цементного, заглушенного пакера и т.д.), при необходимости. Недопустимо проведение ГИС с закачкой жидкости без установки отсекающего моста в добывающих скважинах, кроме ГИС перед водоизоляционными работами; - подготовка устьевой арматуры (замена неисправных узлов, установка лубрикатора, при необходимости); - заполнение скважины технологической жидкостью до устья, при необходимости; - ожидание выравнивания температурного режима (перед исследованиями скважины методом термометрии), при этом время ВТР должна по согласованию с заказчиком определять геологическая служба подрядчика с учетом назначения скважины и режимов ее эксплуатации или пребывания в ожидании ремонта, цели исследования, а также согласно РД 153-39.0-596-2008 [17]. 5.4.6 Предварительные заключения об интервалах негерметичности эксплуатационной колонны и забоя, глубине установки оборудования, НКТ, положении реперов и забоя, динамическом и статическом уровнях, интервале прихвата труб, привязке замеряемых параметров к разрезу должны передаваться заказчику после обработки и интерпретации в КИП УГР по оперативной связи. Заключения по исследованиям, которые были проведены с целью определения интервалов заколонной циркуляции, состояния цементного кольца за колонной, размеров нарушений колонны должны передаваться после обработки и интерпретации в КИП УГР в письменном виде. Время передачи заключений, как в устной, так и в письменной форме должно быть определено в договоре, заключаемом между УГР и заказчиком (НГДУ, ООО «Татнефть-РемСервис»). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 40 из 154 6 ПОДГОТОВКА УСТЬЯ И СТВОЛА СКВАЖИНЫ Общие положения Устье скважин с возможными нефтегазоводопроявлениями на период ремонта в соответствии с планом работ должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием, схема установки и обвязки которого должно быть разработано предприятием и согласовано с противофонтанной службой и Ростехнадзором РФ. На остальных скважинах должно быть проверено состояние устьевой арматуры, в том числе колонного фланца (головки) и его резьбового соединения с колонной муфтой и, при необходимости, заменены неисправные узлы или арматура полностью. При наличии переводника, соединяющего колонную муфту с колонным фланцем, должна быть проверена возможность его отворота для спуска в скважину оборудования, не проходящего через колонный фланец. При наличии в ремонтной бригаде устьевого герметизатора типа КГОМ (малогабаритного превентора) должен быть произведен демонтаж устьевой арматуры и колонной головки, проверена резьба колонной муфты, установлены и опрессованы на полуторократное рабочее давление универсальная колонная головка и устьевой герметизатор и все технологические операции, в т.ч. спускоподъемные, до окончания ремонта скважины должны производиться через герметизатор. 6.1 Обследование технического состояния и подготовка эксплуатационной колонны к ремонтным работам 6.1.1 Если нет необходимости в промывке скважины, положение и состояние фактического забоя может быть определено СПО печати (гудроновой или свинцовой) на канате непосредственно после подъема подземного оборудования. При отсутствии забоя по решению заказчика в скважину спустить НКТ с замером и произвести промывку. В случае несовпадения фактической глубины с указанной в плане работ, после подъема НКТ СПО плоской печати на канате или трубах необходимо определить состояние забоя скважины. Для получения четкого отпечатка посадку печати необходимо производить однократно. Размеры печатей указаны в таблице 6.1. Таблица 6.1 Диаметры эксплуатационных колонн, мм Допустимая Тип печати 102 114 120 140 146 168 нагрузка, (88) (98-102) (104-108) (118-127) (124-133) (144-154) кН(т) Гудроновая 70-75 75-80 80-85 90-100 110-118 120-130 2(0,2) Свинцовая 75-80 85-90 95-100 110-118 110-125 138-144 20(2,0) П р и м е ч а н и е - При спуске свинцовой печати на канате ее размер должен соответствовать размеру гудроновой для данного диаметра эксплуатационной колонны. В скобках указан внутренний диаметр эксплуатационной колонны. 6.1.2 При остановке печати выше плановой глубины, глубина остановки должна быть зафиксирована в вахтовом журнале, печать поднята и, при необходимости определения положения и состояния забоя, по решению заказчика операция может быть повторена, при этом размер следующей спускаемой печати должен быть уменьшен на 7-12 мм (согласно «Типовому процессу обследования эксплуатационной колонны спуск-подъемом печати (шаблона) на кабеле (канате), на трубах» [20]). Дальнейшие работы должны производиться по согласованию с заказчиком. 6.1.3 При отсутствии ясного отпечатка на печати (гудроновой или свинцовой), спущенной на канате, по решению заказчика на НКТ или бурильных трубах спустить свинцовую печать. Для получения четкого отпечатка посадку печати необходимо произвести с промыв- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 41 из 154 кой. В отдельных случаях, в зависимости от технического состояния колонны (сужение, смятие) тип и размер печати по согласованию с заказчиком может быть изменен (плоская - на конусную с уменьшением диаметра и т.д.). 6.1.4 При спуске внутрискважинного оборудования в процессе ремонта скважины внутренний диаметр колонны должен обеспечивать проход оборудования с общим зазором не менее 2 мм; при оснащении оборудования самоуплотняющимися резиновыми манжетами - не менее 4 мм (по металлической части), поэтому перед спуском оборудования колонна должна быть прошаблонирована шаблоном соответствующего размера. 6.1.5 Размеры шаблонов должны быть указаны в инструкции (паспорте) по эксплуатации спускаемого оборудования; если размеры шаблона не указаны, его диаметр должен не менее чем на 2 мм превышать диаметр (по металлической части) спускаемого оборудования, длина - не менее длины оборудования. В отдельных случаях при непрохождении шаблона соответствующего размера из-за наличия АСПО на стенках колонны, диаметр шаблона, спускаемого на трубах, может быть уменьшен до диаметра оборудования (за исключением оборудования, оснащенного самоуплотняющимися манжетами, диаметр которых превышает диаметр самого оборудования). 6.1.6 Для очистки внутренних стенок эксплуатационных колонн от заусениц, цементной корки, ржавчины и других отложений могут применяться механические скреперы, гидромеханические или наддолотные скребки и др. При использовании механических скреперов или гидромеханических скребков для очистки места посадки пакеров операция проработки может быть совмещена с шаблонированием, компоновка спускаемого оборудования при этом должна быть согласована с заказчиком. 6.1.7 Для очистки внутренних стенок эксплуатационных колонн от АСПО по решению заказчика может производиться промывка с применением растворителей парафинов нефтяным согласно «Инструкции по обработке скважин растворителем парафинов нефтяным» [45] и расчета на обработку (Приложение 10), по окончании обработки должен быть составлен акт (Приложение 11). 6.1.8 Для предохранения продуктивных пластов от загрязнений тампонирующими материалами и различными химическими реагентами может производиться засыпка интервалов перфорации кварцевым песком согласно «Сборнику типовых процессов при ремонте скважин ОАО «Татнефть» [20] и плану-расчету (Приложение 12), по окончании процесса должен быть составлен акт (Приложение 13). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 42 из 154 7 ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН Общие положения При герметизации эксплуатационных колонн могут быть использованы следующие методы: доворот эксплуатационной колонны, замена дефектной части эксплуатационной колонны отворотом (отрезанием), спуск труб меньшего диаметра с цементированием и без цементирования, установка металлических пластырей, профильных перекрывателей, съемных летучек и пакеров различных конструкций, тампонирование под давлением. Заглушить скважину и поднять подземное оборудование. Продуктивный пласт отсечь одним из способов: - установкой цементного моста (мощностью от 20 м до 30 м) с предварительной защитой интервалов перфорации засыпкой песчаной пробки или закачкой геля «ХИМЕКО-В» в скважинах с низким пластовым давлением; в этих случаях проведение тампонажных работ по герметизации колонн или наращиванию цементного кольца допускается производить без выдерживания времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Кроме того, допускается блокировка интервалов перфорации закачкой ВНП, однако в этих случаях необходимо выдержать время коагуляции ВНП. По согласованию с заказчиком допускается установка цементного моста без вымывания излишков тампонажного раствора; - установкой цементного моста тампонажной желонкой (мощность цементного моста от 10 до 15 м), при этом не допускается добавление ускоряющих добавок в цементный раствор. Допускается добавление пластификатора С-3 или других в объеме до 0,5 % от массы сухого цемента для лучшего вытекания цементного раствора из контейнера; - засыпкой песка с перекрытием интервалов перфорации не менее 10 м в нагнетательных скважинах, а также в добывающих - если не запланированы геофизические исследования со снижением уровня жидкости, при этом мощность песчаной пробки по согласованию с заказчиком может быть от 3 до 5 м при наличии нарушения непосредственно над интервалом перфорации; - установкой взрыв-пакера; - установкой заглушенного разбуриваемого пакера; - установкой заглушенного извлекаемого пакера. Закачкой технологической жидкости проверить скважину на заполнение, прокачав при максимальной подаче не менее 1,5 объемов колонны от статического уровня до устья скважины, после чего определить приемистость нарушения колонны. Провести исследование термометрией (Т), расходометрией (РГД) (если они не были проведены ранее) с целью определения интервала(ов) нарушения(ий) эксплуатационной колонны и наличия (отсутствия) заколонных перетоков, а также возможных зон поглощения жидкости, вид исследования и необходимость его проведения определяет заказчик. При неоднозначности результатов ГИС интервал нарушения может быть дополнительно уточнен поинтервальной опрессовкой с помощью пакера на кабеле (канате) или на НКТ. По результатам исследования и с учетом геолого-технических условий скважины выбрать один из методов герметизации нарушений, изложенных ниже. 7.1 Герметизация резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом доворота обсадных труб [ 13 ] Метод применять при следующих условиях: - резьбовые соединения расположены в незацементированной и неприхваченной части колонны, не заклиненной посторонними предметами, определяемой вытяжкой колонны или, при необходимости, исследованием прихватоопределителем; Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 43 из 154 - негерметичность резьбовых соединений, как правило, характеризуется отсутствием приемистости (падением давления), что обусловливает неэффективность герметизации резьбовых соединений тампонированием под давлением. Доворот обсадных труб производить согласно «Сборнику типовых технологических процессов при ремонте скважин в ОАО «Татнефть». 7.2 Герметизация эксплуатационной колонны методом замены дефектной ее части [13] Замена дефектной части колонны заключается в извлечении обсадных труб отворотом или отрезанием, замене дефектных труб на новые, спуске и соединении заменяемой части с оставшейся в скважине частью колонны. Допускается применение поднятых из скважины труб после проверки резьбы калибром, шаблонирования и опрессовки на мостках. Метод применять при следующих условиях: - дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположены в незацементированной и неприхваченной части колонны, не заклиненной посторонними предметами, определяемой вытяжкой колонны или, при необходимости, исследованием прихватоопределителем; - давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50 % от давления опрессовки эксплуатационной колонны, что обусловливает неэффективность герметизации нарушений колонны тампонированием под давлением. Отворот эксплуатационной колонны может быть произведен: - с использованием устройства для отворота эксплуатационной колонны, согласно РД 39-0147585-179-99 [44]; - с применением бурового ротора, колонного квадрата и пакера типа ПРО (для контроля отворота эксплуатационной колонны); - с применением машинных ключей, колонного патрубка и пакера типа ПРО; - с применением бурового ротора, спаренного якоря и левых бурильных труб. Подробное описание трех последних способов приведено в «Сборнике типовых технологических процессов при ремонте скважин в ОАО «Татнефть» [20]. В скважинах, где нет вероятности нефтегазоводопроявлений, по решению заказчика допускается проведение работ по замене дефектной части без установки отсекающего моста. По согласованию с заказчиком, при необходимости, может быть установлен промежуточный цементный мост ниже интервала отворота колонны. 7.3 Герметизация нарушений эксплуатационных колонн перекрытием дефекта трубами меньшего диаметра 7.3.1 Перекрытие дефекта эксплуатационной колонны трубами меньшего диаметра производится в случаях, если: - замена дефектной части эксплуатационной колонны технически невозможна; - метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности эксплуатационной колонны; - эксплуатационная колонна имеет более двух дефектов в разных интервалах или дефект, устранение которого тампонированием невозможно или экономически нецелесообразно; - по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны. 7.3.2 Герметизация эксплуатационных колонн с применением цементируемых дополнительных колонн (летучек) диаметром 102 и 114 мм производится согласно РД 153-39.0-599-08 [18]. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 44 из 154 7.3.3 Герметизация эксплуатационной колонны с применением 102 и 114 мм муфтовых и 114, 120 и 140 мм безмуфтовых нецементируемых дополнительных колонн производится согласно РД 153-39.1-344-04 [14] и РД 153-39.1-541-07 [48]. 7.3.4 Герметизация эксплуатационных колонн установкой извлекаемых летучек производится согласно РД 39-0147585-196-99 [4]. 7.3.5 Герметизация эксплуатационных колонн установкой металлических пластырей производится согласно Д-1И 00.00.000 ТО [2]. 7.3.6 Герметизация эксплуатационных колонн профильными перекрывателями производится согласно РД 39-0147585-204-99 [5]. 7.4 Герметизация нарушений эксплуатационных колонн с применением пакерующих устройств 7.4.1 Герметизация эксплуатационной колонны может быть произведена с использованием пакер-гильз согласно РД 153-39.1-301-03 [12], пакеров типа ПРО-Ш-146 (168), ПРО-Ш-М-146 (168) и других, разработанных научно-производственной фирмой «Пакер» или в мастерских ремонтных предприятий с упором на забой или на летучку, установленную ранее, а также забойных отсекателей ОЗ-146(168) согласно РД 39-0147585-231-01 [46]. 7.5 Тампонирование 7.5.1 Тампонирование под давлением является основным методом герметизации нарушений эксплуатационных колонн. 7.5.2 По результатам исследования и с учетом геолого-технических условий скважины определяется способ тампонирования, тип и объем тампонажного материала. 7.5.3 Независимо от способа тампонирование состоит из следующих этапов: - восстановление циркуляции в скважине и, при необходимости, замена скважинной жидкости (при тампонировании по колонне НКТ); - определение приемистости объекта изоляции (нарушения, спецотверстий, пласта); - приготовление тампонажного раствора; - доставка тампонажного раствора к зоне ввода в объект изоляции; - продавливание раствора в объект изоляции; - удаление из колонны излишнего тампонажного раствора (при тампонировании по колонне НКТ); - ожидание затвердевания цемента (тампонажного раствора); - проверка качества изоляционных работ. 7.5.4 Наиболее важным этапом в процессе тампонирования является подготовка к процессу. Процесс должен быть спланирован таким образом, чтобы свести к минимуму все остановки процесса, а все подготовительно-заключительные работы (СПО труб, открытиезакрытие скважины, подъем-спуск колонны НКТ, соединение-отсоединение нагнетательных линий и т. д.) производить в кратчайшие сроки. Все виды тампонирования необходимо производить согласно плану-расчету (Приложения 12, 14, 15, 16, 17, 18), в котором должны быть подробно описаны все этапы тампонирования, по окончании процесса должен быть составлен акт (Приложение 19). План-расчет должен содержать: - краткую геолого-техническую характеристику скважины; - цель тампонажа; - интервал и приемистость объекта изоляции; - порядок подготовки скважины; - порядок проведения процесса тампонирования; - заключительные работы после тампонирования; - время и условия ОЗЦ. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 45 из 154 При производстве тампонирования допускается отклонение от плана-расчета при изменении запланированных параметров операции (резкое повышение или снижение давления), а также отказе оборудования или спецтехники. Решение об изменении плана на проведение тампонажных работ должен принимать ответственный за производство тампонирования инженерно-технический работник (ИТР) или его руководитель по оперативной связи. 7.5.5 При герметизации нарушений основным тампонирующим материалом является тампонажный цемент ПЦТ-II-50. Кроме того, для всех видов тампонирования допускается применение цемента ПЦТ I-G-CC-I. При удельной приемистости нарушений более 2,0 м3/(ч·МПа) необходимо снизить приемистость закачкой наполнителей. В качестве наполнителя может быть использована резиновая крошка, кожа-горох, ореховая скорлупа, кордное волокно, древесные опилки (мука), кварцевый песок, ВНП, ПАА, ГЭР, гель «ХИМЕКО-В» и другие закупоривающие и блокирующие материалы, регламентированные соответствующими документами. Наполнители не должны содержать крупных частиц, которые могли бы закупорить отверстия нарушения (спецотверстий), и их содержание в растворах допускается до 10 %. В качестве жидкости носителя применять воду, глинистый раствор (допускается его приготовление из глинистого порошка непосредственно на скважине), водобентонитовая суспензия, приготовленная непосредственно перед закачиванием в скважину. Содержание ВНП, как порошкообразного так и гелеобразного, должно быть 10 кг на 1 м³ пресной воды [34]. В отдельных случаях объем раствора ВНП по согласованию с заказчиком может быть увеличен. При удельной приемистости более 3,0 м3/(ч·МПа) по согласованию с заказчиком допускается сочетание наполнителей: глинистый раствор - ВНП, глинистый раствор ПАА. Эффективно использование расширяющихся тампонажных растворов с добавлением алюминиевой пудры, а также облегченных (гельцементных) растворов и пеноцементов [6]. При использовании гелеобразующих материалов и расширяющихся тампонажных растворов в качестве заключительной порции тампонажного раствора, задавливаемой за колонну и оставляемой в зоне ввода, необходимо использовать обычный тампонажный раствор на основе цемента ПЦТ-II-50. Для сокращения сроков схватывания допускается применение ускорителей схватывания CaСl2, NaСl в объеме от 1,5 до 2 % от массы сухого цемента. Повторную проверку приемистости для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности объекта изоляции следует проводить при минимальном расходе и кратковременной прокачке технологической жидкости. 7.5.6 При удельной приемистости нарушений менее 0,5 м3/(чּМПа) необходимо произвести дренирование дефекта на технологической жидкости в течение от 1 ч до 2 ч. При недостижении результата дренирование произвести с применением кислотных растворов в объеме от 0,5 м3 до 1,5 м3 (технологию дренирования определить по согласованию с заказчиком); при положительных результатах дренирования дальнейшие работы по герметизации проводить с применением обычных тампонажных растворов. При недостижении удельной приемистости более 0,5 м3/(чּМПа) в качестве тампонирующего материала использовать полимерные материалы (смолы), цементные растворы с добавлением пластификаторов С-3 (С3К), ПВС, ТНФ и др. в объеме до 0,5 % от массы сухого цемента, а также растворы на основе цемента ПЦТ I-G-CC-I. Закачку тампонажного раствора при этом производить с расходом от 0,72 м3/ч до 1,8 м3/ч (0,2 л/с до 0,5 л/с). При давлениях, превышающих допустимые на эксплуатационную колонну, тампонирование производить с пакером (разбуриваемым, извлекаемым). 7.5.7 Тампонажный раствор может быть приготовлен в емкости для приготовления (чанке) или осреднительной емкости. Приготовление тампонажного раствора при герметизации нарушений и других ремонтно-изоляционных работах предпочтительнее производить в осреднительной емкости. Положение осреднительной емкости должно обеспечивать работу насоса цементировочного агрегата под залив. При этом повышается коэффициент наполнения насоса, что благотворно влияет на режим работы агрегата, достигается гомогенность тампонажного раствора при колебаниях плотности раствора по объему не более 20 кг/м3 (0,02 г/см3), уменьшается содержа- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 46 из 154 ние атмосферного воздуха в системе, подсасываемого при затворении цемента в гидросмесителе. Это позволяет транспортировать к изолируемой зоне тампонажный раствор, практически идентичный используемому при лабораторных испытаниях. Для достижения желаемого результата от применяемых добавок к тампонажным растворам необходимо тщательное растворение этих добавок в жидкости затворения до приготовления тампонажного раствора. При содержании в цементе или в жидкости затворения добавок, способствующих ускорению схватывания раствора или ускоренной водоотдачи, осреднительную емкость не применять. Необходимость применения осреднительной емкости при тампонажных работах определяется исходя из цели тампонажа, технологии его проведения, типа и объема тампонажного раствора и добавок к нему и отражается в плане-расчете на тампонажные работы. Необходимо помнить, что приготовление тампонажного раствора в осреднительной емкости увеличивает общую продолжительность операции, поэтому при планировании способа тампонирования и применяемой техники необходимо учитывать приемистость объекта изоляции, глубину его местонахождения, наличие обратного выхода тампонажного раствора из объекта изоляции, тип и объем тампонирующего материала и расчетную продолжительность операции, которая должна составлять не более 75% от срока загустевания используемого тампонажного раствора. Приготовление тампонажного раствора на минерализованной воде не допускается при всех видах тампонирования. 7.5.8 Контроль качества приготовления тампонажного раствора производить замером удельного веса раствора ареометром в приемной емкости для тампонажного раствора и отбором пробы тампонажного раствора в объеме от 0,0003 м3 (0,3 л) до 0,0005 м3 (0,5 л), которая должна хранится на скважине до конца ремонта, а также сухого цемента (5-6) кг для последующего анализа в лаборатории ЛУТР [43], при необходимости, с составлением акта, в котором должны быть указаны: № скважины, дата и время, марка и номер партии цемента. 7.5.9 Тампонажный раствор к объекту изоляции доставляется: - по эксплуатационной колонне; - по колонне НКТ; - по колонне НКТ и эксплуатационной колонне; - по колонне НКТ с пакером (разбуриваемым или извлекаемым); - по колонне гибких труб; - тампонажными желонками. 7.5.10 Тампонирование по эксплуатационной колонне применяется при герметизации нарушений эксплуатационных колонн и наращивании цементного кольца за ними, когда условия проведения РИР не допускают снижения давления после продавливания тампонажного раствора. Тампонирование по эксплуатационной колонне по согласованию с заказчиком производить с применением разделительных пробок, при ликвидации скважины допускается тампонирование без пробок. Закачать расчетный объем тампонажного раствора в эксплуатационную колонну. Необходимость применения разделительных пробок или пачек буферных жидкостей определяется в зависимости от характера взаимодействия продавочной жидкости и используемого тампонажного раствора. Закачкой расчетного объема продавочной жидкости продавить тампонажный раствор в изолируемую зону, не превышая при этом допустимого на эксплуатационную колонну давления. При продавливании тампонажного раствора до запланированного интервала не допускать остановок во избежание образования цементной корки на стенках колонны. Оставить скважину в покое на период ОЗЦ под достигнутым давлением или плавно снизить его до запланированной величины (40-60% от достигнутого при продавке). 7.5.11 Тампонирование по колонне НКТ и эксплуатационной колонне применяется для ускорения процесса доставки тампонажного раствора к изолируемой зоне. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 47 из 154 Низ колонны НКТ установить над зоной ввода в объект изоляции (нарушения в колонне), на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонажного раствора. Закачивая продавочную жидкость в НКТ, восстановить циркуляцию. При открытом межтрубном пространстве закачать тампонажный раствор до низа НКТ, после чего закрыть затрубную задвижку и продолжить закачку тампонажного раствора или продавочной жидкости в объеме согласно плану-расчету. При возрастании давления выше допустимого на колонну произвести контрольную обратную промывку для гарантии отсутствия тампонажного раствора в межтрубном пространстве и НКТ. Тампонажный раствор продавить по межтрубью в объект изоляции с оставлением моста не менее 10 м, не превышая при этом допустимого на эксплуатационную колонну давления. Оставить скважину в покое на период ОЗЦ под давлением (40-60% от достигнутого при продавке). 7.5.12 Тампонирование по колонне НКТ может производиться следующими способами: а) тампонажный раствор доставляется и продавливается в объект изоляции при расположении низа колонны НКТ ниже зоны ввода раствора в объект изоляции. Способ применяется в следующих случаях: - при герметизации нарушений с удельной приемистостью менее 0,5 м3/(ч·МПа); - при герметизации нарушений колонн, когда планируется вымыв тампонажного раствора из объекта изоляции после РИР. Применение способа допускается в заполняющихся скважинах при использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими и стабилизующими добавками. Низ колонны НКТ установить ниже зоны ввода или у нижней границы планируемого цементного моста. Закачивая технологическую жидкость в НКТ при открытом межтрубье, восстановить циркуляцию. Тампонажный раствор закачать и продавить в скважину до заполнения ею зоны изоляции. Закрыть затрубную задвижку и продавить тампонажный раствор в объект изоляции, не превышая при этом допустимого на эксплуатационную колонну давления. По окончании продавки НКТ поднять не менее чем на 10 м выше зоны ввода. Излишки тампонажного раствора вымыть из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ. Поднять НКТ на безопасное расстояние от 150 до 200 м и по согласованию с заказчиком допускается оставить скважину на ОЗЦ под давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавке. Интервалы установки низа колонны НКТ на всех этапах операции должны быть указаны в плане-расчете. б) тампонажный раствор доставляется и продавливается в объект изоляции при расположении низа колонны НКТ выше зоны ввода раствора в объект изоляции; Способ применяется: - при герметизации нарушений колонн для ускорения доставки быстросхватывающихся тампонажных растворов к изолируемой зоне. Низ колонны НКТ установить на расстоянии от 30 до 40 м выше зоны ввода. Закачивая технологическую жидкость в НКТ, восстановить циркуляцию. При открытом межтрубье закачать и продавить тампонажный раствор в скважину. После дохождения тампонажного раствора до низа НКТ затрубную задвижку закрыть и раствор продавить в зону изоляции. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 48 из 154 Излишки раствора вымыть из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ. НКТ поднять на безопасное расстояние от 150 до 200 м или полностью. Скважину оставить на ОЗЦ под запланированным давлением. Интервалы установки низа колонны НКТ на всех этапах операции должны быть указаны в плане-расчете. в) тампонажный раствор доставляется в объект изоляции при расположении низа колонны НКТ ниже зоны ввода в объект изоляции, а продавливается при расположении низа колонны НКТ выше объекта изоляции (комбинированный способ). Способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонажного раствора из зоны изоляции не планируется. Низ колонны НКТ установить ниже зоны ввода или у нижней границы планируемого цементного моста. Закачать и продавить тампонажный раствор до равновесия столбов жидкости в НКТ и межтрубном пространстве. Поднять НКТ до верхней границы оставляемого моста. При закрытой затрубной задвижке продавить по НКТ тампонажный раствор в объект изоляции в объеме, указанном в плане-расчете. При закрытой трубной задвижке продавить по межтрубью тампонажный раствор в объект изоляции в объеме, указанном в плане-расчете и не превышая при этом допустимого на эксплуатационную колонну давления. Произвести контрольную обратную промывку для гарантии отсутствия тампонажного раствора в межтрубном пространстве и НКТ. НКТ поднять на безопасное расстояние от 150 до 200 м или полностью. Скважину оставить на ОЗЦ под запланированным давлением. Интервалы установки низа колонны НКТ на всех этапах операции должны быть указаны в плане-расчете. 7.5.13 При наличии в колонне нескольких нарушений тампонирование каждого из них производится последовательно снизу-вверх с применением разбуриваемого пакера или сверху-вниз с предварительной установкой под каждым нарушением на расстоянии от 10 м до 20 м разделительного моста мощностью не менее 10 м, при этом если удельная приемистость нижнего нарушения составляет менее 0,5 м3/(ч·МПа), тампонирование верхнего по согласованию с заказчиком допускается без установки разделительного моста. Если расстояние между нарушениями менее 80 м, допускается их герметизация за одну операцию с предварительным определением приемистости каждого нарушения с последующим разбуриванием цементного моста и опрессовкой эксплуатационной колонны в интервале каждого нарушения. 7.5.14 Продавливание тампонажных растворов в объект изоляции (в пласт или заколонное пространство) производить до полной закачки в скважину расчетного объема продавочной жидкости или до достижения предельно допустимого на эксплуатационную колонну давления - получения «стоп». Необходимость применения разделительных буферных жидкостей определяется в зависимости от характера взаимодействия продавочной жидкости и используемого тампонажного раствора. По окончании продавки производится вымывание излишков тампонажного раствора обратной промывкой не менее полутора объемов НКТ с верхней границы оставляемого цементного моста (удаление тампонажного раствора из зоны дефекта допускается производить только по решению заказчика) и подъем колонны НКТ на безопасное расстояние. Вымывание излишков тампонажного раствора по согласованию с заказчиком допускается не производить при наличии нарушений выше интервала изоляции или необследованной верхней части эксплуатационной колонны, колонну НКТ при этом необходимо поднять полностью. 7.5.15 Если в процессе тампонирования не достигнуты запланированные конечные параметры операции (давление закачки или продавки), процесс по согласованию с заказчи- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 49 из 154 ком необходимо завершить без оставления моста. Повторное тампонирование допускается по истечении 8-12 ч. 7.5.16 Если в процессе продавливания тампонажного раствора в объект изоляции получен «стоп», а при вымывании излишков раствора наблюдается повышение давления или наоборот, отсутствует циркуляция - полный уход жидкости, необходимо прекратить вымывание и приступить к немедленному подъему НКТ. При поломке цементировочного агрегата в процессе закачки, продавки или вымывания тампонажного раствора необходимо продолжить процесс с использованием насосного блока или другой спецтехники и мерной емкости, при невозможности продолжения процесса произвести полный подъем НКТ. При невозможности подъема НКТ ввиду поломки подъемного агрегата произвести вымывание тампонажного раствора. 7.5.17 Замер объемов продавочной жидкости производить в мерной емкости цементировочного агрегата. Давление нагнетания тампонажных растворов и жидкостей в скважину контролировать по показанию манометров, установленных на выкиде насосов цементировочных агрегатов и, при необходимости, по манометру, установленному на межтрубье. В течение всего процесса тампонирования необходимо вести контроль времени от начала затворения тампонажного раствора до оставления скважины на ОЗЦ, соблюдая условия 7.5.7. 7.5.18 На период ОЗЦ скважину по согласованию с заказчиком допускается оставить под избыточным давлением от 40 % до 60 % от достигнутого, если получен «стоп» при продавливании тампонажного раствора. Время ОЗЦ необходимо устанавливать в зависимости от типа и свойств тампонажных растворов и добавок к ним и указывать в плане-расчете, при этом время ОЗЦ разделяется на два периода: первый - по истечении которого допускается производство работ в скважине без создания давлений на эксплуатационную колонну; второй - по истечении которого производится опрессовка эксплуатационной колонны. Время ОЗЦ при различных видах тампонажных работ представлено таблице 7.1. 7.5.19 По истечении первого периода ОЗЦ давление в колонне снизить и, при необходимости определения наличия и местоположения цементного моста, допуском труб с промывкой и нагрузкой не более 0,5 т отбить цементный мост или произвести подъем НКТ и отбить цементный мост спуск-подъемом шаблона (печати) на кабеле (канате). Если после тампонирования запланированы геофизические исследования допускается отбивка цементного моста в процессе исследования. 7.5.20 Произвести подъем труб из скважины и, при необходимости, спуск винтового забойного двигателя или геофизические исследования без приложения давлений опрессовки на колонну. При тампонировании с применением разбуриваемых пакеров подъем труб произвести сразу по окончании процесса, после чего допускается проведение геофизических исследований или др. работ без приложения повышенных давлений на эксплуатационную колонну. При тампонировании с извлекаемым пакером при наличии нарушений или неполной обследованности эксплуатационной колонны над пакером произвести полный подъем НКТ сразу после тампонирования и отбивку цементного моста кабельно-канатными методами по истечении срока ОЗЦ. 7.5.21 Разбуривание цементного моста и опрессовку эксплуатационной колонны в зоне объекта изоляции производить по истечении полного срока ОЗЦ, указанного в планерасчете. Если в процессе продавки тампонажного раствора достигнут «стоп» и при этом получен цементный мост мощностью более 100м, вымывание которого может значительно снизить успешность операции, разбуривание моста необходимо начать в процессе ОЗЦ с расчетом разбуривания моста в зоне изоляции по истечении полного срока ОЗЦ. 7.5.22 При положительных результатах опрессовки эксплуатационной колонны, в т.ч. со снижением уровня жидкости в добывающих скважинах, разбурить отсекающий мост и Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 50 из 154 продолжить работы согласно плану работ. При разбуривании разбуриваемых или взрыв-пакеров для облегчения разрушения металла пакера допускается применение фрезеров различных конструкций с соблюдением нагрузок, указанных в технической характеристике забойного двигателя. Таблица 7.1 - Время ОЗЦ при тампонажных работах с использованием цемента № Вид тампонирования Способ тампонирования 1 2 3 1 2 3 4 5 6 Установка отсекающих мостов Подъем цемента за колонной Герметизация колонны Отключение пластов Водоизоляционные работы Ликвидация заколонной циркуляции Время ОЗЦ, ч 4 Примечание 5 Допускается применение ускорителя схватывания По колонне 24 С использованием НКТ С использованием желонки 24 24 По колонне 24 С использованием НКТ С использованием разбуриваемого пакера С использованием съемного пакера 24 По колонне 24 С использованием НКТ С использованием разбуриваемого пакера С использованием съемного пакера С использованием цементируемой допколонны 24 По колонне 24 С использованием НКТ С использованием разбуриваемого пакера С использованием съемного пакера 24 С использованием желонки С использованием цементируемой летучки 24 24 Перфорация не ранее 48 ч По колонне 24 Допускается применение ускорителя схватывания С использованием НКТ С использованием разбуриваемого пакера С использованием съемного пакера 24 Через общий фильтр 48 Через защищенный фильтр С использованием разбуриваемого пакера С использованием съемного пакера 48 Допускается применение ускорителя схватывания 24 24 Допускается применение ускорителя схватывания 24 24 24 Допускается применение ускорителя схватывания 24 24 24 24 48 Перфорация не ранее 48 ч 48 Примечания 1 До завершения времени ОЗЦ запрещается проведение опрессовок, разбуривание цементных мостов в интервале объекта изоляции и других силовых воздействий на эксплуатационную колонну. 2 Во время ОЗЦ, после затвердевания контрольной пробы по истечению 8 ч, допускается проведение СПО. 3 При применении ускорителя схватывания допускается сокращение времени ОЗЦ до 6 ч. 4 При применении других тампонирующих материалов время затвердевания устанавливать согласно соответствующих инструкций. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 51 из 154 8 ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (ИЗОЛЯЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ) Общие положения Исправление негерметичности цементного кольца с целью изоляции заколонных перетоков пластовых флюидов производить тампонированием под давлением. Эффективность изоляционных работ зависит от наличия и полноты информации о местонахождении источника обводнения и направления перетока. Определяющими геолого-техническими условиями при определении типа тампонирующего материала и способа тампонирования являются: - минерализация изолируемой воды; - приемистость объекта изоляции и наличие (отсутствие) обратного выхода закаченной жидкости (отдачи) из объекта изоляции; - направление движения вод (сверху, снизу); - расстояние между разрабатываемым и обводняющим пластами. Произвести подготовительные работы: заглушить скважину и поднять подземное оборудование. Опрессовать эксплуатационную колонну пакером на кабеле (канате) или на НКТ. Определить приемистость объекта изоляции закачкой технологической жидкости. При наличии обратного выхода (отдачи) жидкости из объекта изоляции сравнить ее объем с объемом закаченной. Провести геофизические исследования с закачкой жидкости или на притоке с целью определения интервалов перетока. Изоляция заколонного перетока заключается в следующем: - блокирование источника обводнения блокирующим составом; - закачка тампонажного раствора (цемент, смола и др.) в каналы перетока; - затвердевание тампонажного раствора. Блокирование источника обводнения должно производиться до достижения состояния, обеспечивающего закачку в каналы перетока запланированного объема тампонирующего материала (цемента, смолы и др.) и его удержание в канале до затвердевания. При этом блокирующие составы должны отвечать следующим требованиям: - иметь способность блокировать пласт при минимальных объемах и допустимых давлениях на пласт; - иметь способность сохранения блокирующих свойств и достаточный уровень статического напряжения сдвига в условиях блокируемого горизонта для удержания блокируемых вод на период проведения тампонажных работ и затвердевания состава; - простота приготовления растворов и невысокие стоимости компонентов; - должны удаляться с поверхности каналов перетока и стенок колонны доступными жидкостями (вода, растворители и т.д.); - должны позволять закачивать тампонажный раствор (цемент, смола и т.д.) после создания блокирующего экрана при допустимых на эксплуатационную колонну и пласт давлениях. В качестве блокирующих материалов могут применяться следующие материалы и технологии. Для нижних и верхних терригенных пластов, независимо от толщины перемычки между пластами: - при минерализации 1140÷1180 кг/м3 (вода хлоркальциевого типа) и приемистости 1÷1,5 м3/(ч·МПа) использовать гипан по РД 153-39.2-517-07 [50], ВИТАМ РД 153-20.0-570-08 [51], или МСГС с регулированием циклов и объема по РД 39-0147035-234-01 [52] ; Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 52 из 154 - при минерализации 1100÷1140 кг/м3(вода хлорнатриевого типа) применять ВИТАМ, жидкое стекло с повышенным модулем РД 153-39.0-568-08 [53]; - при приемистости 1,5÷3,5 м3/(ч·МПа) и минерализации 1100÷1180 кг/м3 использовать циклическую закачку ВИТАМа или гипана с добавками жидкого стекла по вышеупомянутым РД, модифицированного силикатгелевого состава (МСГС) по РД 39-0147035-234-01 [52]; - для опресненных вод с плотностью 1000-1100 кг/м3 и приемистостью 1÷3 м3/(ч·МПа) использовать кремнийорганический продукт 119-296И по РД 153-39.0-569-08 [56] или АКОР по РД 153-39.0-560-08 [54], водонабухающий полимер (ВНП), нефтецементный раствор по РД 153-39.0-413-05 [55], технологию с использованием гельцементных растворов с добавками ВНП, МСГС по РД 39-0147035-234-01 [52], ВИТАМ или гипан при предварительной искусственной минерализации пласта алюмохлоридом. Для карбонатных коллекторов с любой степенью минерализации вод: - при приемистости 1÷1,5 м3/(ч·МПа) использовать разбавленные растворы алюмохлорида РД 153-39.0-571-08 [59], Силор по РД 153-39.0-482-06 [57], МСГС по РД 39-0147585-195-99 [58]; - при приемистости более 1,5 м3/(ч·МПа) использовать гидрофобно-эмульсионные растворы на основе нефти и эмульгатора «Ялан» по РД 153-39.0-376-05 [60], вязкоупругие составы (ВУС) на основе полиакриламидов (ПАА), технологию с применением горячей высоковязкой нефти для изоляции подошвенной воды через «термокейс», технологию с использованием гельцементных растворов, в т.ч. с добавками ВНП, нефтецементный раствор по РД 153-39.0-413-05 [55], МСГС по РД 39-0147035-234-01 [52], гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС); - при минерализации 1120÷1160 кг/м3 и приемистости 1÷2,5 м3/(ч·МПа) использовать циклическую закачку гипана, ВИТАМа или гипана с добавками жидкого стекла. Кроме того, могут применяться и другие разрешенные к применению тампонирующие материалы согласно инструкциям на их применение. При удельной приемистости менее 0,5 м3/(чּМПа) или ее отсутствии произвести дренирование объекта изоляции, в т. ч. спецотверстий, на технологической жидкости в течение от 1 ч до 2 ч. При недостижении результата дренирование произвести с применением кислотных растворов в объеме от 0,5 м3 до 1,5 м3. Тампонирование производить: - по колонне НКТ; - по колонне НКТ с разбуриваемым пакером. Тампонирование с пакером производить при давлениях приемистости объекта изоляции выше допустимых на эксплуатационную колонну, а также при наличии нарушений колонны, в т.ч. и ранее загерметизированных, выше зоны изоляции. При тампонировании в скважинах с низкими пластовыми давлениями необходимо применять разбуриваемые пакера с клапаном двухстороннего действия. Тампонирование по колонне НКТ допускается производить при давлениях приемистости объекта изоляции, не превышающих допустимые на эксплуатационную колонну, герметичной выше зоны изоляции колонне при исправлении негерметичности цементного кольца ниже разрабатываемых пластов. Во избежание снижения успешности изоляционных работ при продавливании тампонажного материала через спецотверстия не ограничивать давление закачки допустимым на пласт. При тампонировании общим фильтром необходимо учитывать коллекторские свойства и пластовые давления разрабатываемого и обводняющего пластов. При лучшей приемистости разрабатываемого пласта предпочтительнее применение тампонажных растворов селективного действия (нефтецементные растворы и т.д.). Допустимое давление на пласт при этом должно быть определено заказчиком и указано в плане работ. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 53 из 154 Если в процессе тампонирования не достигнуты запланированные конечные параметры операции (давление закачки или продавки), процесс по согласованию с заказчиком необходимо завершить без оставления моста с повторным тампонированием через 8-12 ч. 8.1 Изоляция верхних вод, проникающих через цементное кольцо 8.1.1 Тампонирование через верхнюю часть фильтра (от 1 до 2 м) с перекрытием песком остальной части пласта. 8.1.2 Тампонирование через специальные перфорационные отверстия, создаваемые на участке длиной не менее 1 м (5-10 отв./м) выше разрабатываемых пластов напротив плотного раздела или в подошве водоносного пласта с перекрытием фильтра разрабатываемых пластов от 3 до 6 м выше интервала перфорации: - песчаной пробкой; - разбуриваемым пакер-пробкой; - взрыв-пакером и т.д. При тампонировании с разбуриваемым пакером последний необходимо установить выше зоны ввода тампонажного раствора в объект изоляции. После продавки тампонажного раствора в объект изоляции посадочный инструмент (ниппель) разбуриваемого пакера поднять полностью. Колонну НКТ после вымывания излишков тампонажного раствора с оставлением цементного моста над зоной ввода не менее 10 м поднять на безопасное расстояние 150-200 м (при наличии информации о герметичности эксплуатационной колонны) и по согласованию с заказчиком допускается оставить скважину на ОЗЦ под давлением, равным от 40 % до 60 % от достигнутого при продавке. После ОЗЦ цементный мост (пакер) разбурить, песок вымыть, по решению заказчика произвести повторное вскрытие продуктивных пластов, способ вскрытия при этом должен определить заказчик. Качество изоляционных работ определять по результатам ГИС, вид исследования при этом должен определить заказчик. При негерметичности спецотверстий по согласованию с заказчиком необходимо произвести их догерметизацию: - тампонированием под давлением при наличии приемистости; - установкой металлических пластырей, цементируемых или съемных летучек при отсутствии приемистости. 8.2 Изоляция нижних вод, проникающих через цементное кольцо Геолого-технические условия Через фильтр нижнего пласта по негерметичному цементному кольцу в скважину поступает из нижележащего водоносного пласта. 8.2.1 Тампонирование производится через специальные перфорационные отверстия, создаваемые в зоне ВНК, в кровле водоносного пласта или напротив плотного раздела между нижним разрабатываемым пластом и нижележащим водоносным пластом на участке длиной не менее 1 м (5-10 отв/м), если расстояние между подошвой продуктивного пласта и спецотверстиями составляет 3-4 м и техническое состояние колонны позволяет установить пакер. После создания спецотверстий необходимо спуском извлекаемого пакера определить их приемистость или наличие циркуляции по заколонному пространству, т.е. наличие заколонной циркуляции. При отсутствии приемистости или циркуляции произвести дренирование согласно общим положениям. При отрицательных результатах дренирования произвести тампонирование через фильтр продуктивного пласта согласно 8.2.2-8.2.3. При удельной приемистости менее 0,5 м3/(чּМПа) или отсутствии циркуляции по решению заказчика спустить и посадить извлекаемый заглушенный пакер с манометрами, Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 54 из 154 установленными в перфорированные контейнеры выше и ниже пакера, между подошвой продуктивного пласта и спецотверстиями. В добывающих скважинах свабированием снизить уровень жидкости, в нагнетательных - произвести закачку жидкости в объеме не менее 6 м3. Поднять пакер с манометрами и по расхождениям их показаний определить наличие (отсутствие) заколонной циркуляции. При наличии приемистости или циркуляции при давлениях, не позволяющих произвести изоляцию заколонной циркуляции, по решению заказчика, импульсным методом разрушить цементную перемычку, для чего при посаженном в перемычке пакере необходимо произвести импульсную закачку жидкости. Для импульсной закачки жидкости используется два агрегата типа ЦА-320, обвязанных с устьем скважины через тройник, при этом у одного из агрегатов (пульсирующего) должны быть сняты крест-накрест два нагнетательных и два всасывающих клапана для создания импульсов. Второй агрегат используется для поддержания необходимого давления. Работы проводятся в резонансном режиме в пределах давлений от 6 до 16 МПа. При наличии приемистости спецотверстий или циркуляции тампонирование произвести с разбуриваемым пакером, устанавливаемым между подошвой продуктивного пласта и спецотверстиями. После продавки тампонажного раствора в объект изоляции посадочный инструмент (ниппель) разбуриваемого пакера поднять полностью и оставить скважину на ОЗЦ. После ОЗЦ, при необходимости, разбурить пакер и цементный мост, произвести повторное вскрытие нижнего продуктивного пласта (при необходимости и др. пластов), после чего произвести исследования Т, СТИ, ДГД со снижением уровня жидкости в добывающих скважинах, уровень при этом снижать не ниже ожидаемого динамического по данной скважине или Т, РГД с закачкой жидкости - в нагнетательных скважинах с целью определения качества изоляционных работ при наличии зумпфа не менее 6 м. При невозможности определения качества работ по результатам геофизических исследований при зумпфе менее 6 м или другим причинам - определять по составу продукции по добывающим скважинам и влиянию закачки - по нагнетательным скважинам. При невозможности проведения работ через спецотверстия тампонирование производить через фильтр продуктивного пласта согласно 8.2.2-8.2.3. 8.2.2 Тампонирование через общий фильтр по колонне НКТ: - при двух и более интервалах перфорации, когда расстояние между пластами менее 3-4 м. При тампонировании низ колонны НКТ установить выше кровли отключаемого или верхнего пласта. После продавки тампонажного раствора вымыть излишки тампонажного раствора, поднять НКТ на безопасное расстояние 150-200 м (при наличии информации о герметичности эксплуатационной колонны) и оставить скважину на ОЗЦ под давлением, равным от 40 % до 60 % от достигнутого при продавке. 8.2.3 Тампонирование через фильтр нижнего пласта с пакером производится при двух и более интервалах перфорации: - с разбуриваемым пакером, устанавливаемым между кровлей нижнего пласта и подошвой вышележащего пласта, если расстояние между ними составляет 3-4 м; если расстояние между пластами менее 3-4 м - пакер установить выше вышележащего(их) пласта(ов). После ОЗЦ, при необходимости, разбурить пакер и цементный мост, произвести повторное вскрытие нижнего продуктивного пласта (при необходимости и др. пластов) и исследования по 8.2.1. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 55 из 154 8.3 Изоляция подошвенных (изоляция обводненных пропластков) вод в интервале монолитного пласта Тампонирование через фильтр продуктивного пласта с применением тампонирующих материалов селективного действия. 8.3.1 Тампонирование по колонне НКТ производить при давлениях приемистости объекта изоляции, не превышающих допустимые на эксплуатационную колонну. При тампонировании низ колонны НКТ установить выше кровли пласта. После продавки тампонажного раствора вымыть излишки тампонажного раствора с оставлением моста не менее 10 м, поднять НКТ на безопасное расстояние 150-200 м (при наличии информации о герметичности эксплуатационной колонны) и по согласованию с заказчиком допускается оставить скважину на ОЗЦ под давлением, равным от 40 % до 60 % от достигнутого при продавке. После ОЗЦ разбурить цементный мост до запланированного интервала, по решению заказчика произвести повторное вскрытие пласта или его части (при необходимости и др. пластов) и исследование по 8.2.1. 8.3.2 При давлениях приемистости объекта изоляции выше допустимых на эксплуатационную колонну тампонирование производить с разбуриваемым пакером, устанавливаемым выше кровли пласта. После продавки тампонажного раствора посадочный инструмент (ниппель) разбуриваемого пакера поднять полностью, при этом давление продавки должно быть определено заказчиком и указано в плане работ. После ОЗЦ разбурить пакер и цементный мост до запланированного интервала, по решению заказчика произвести повторное вскрытие пласта или его части (при необходимости и др. пластов) и исследование по 8.2.1. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 56 из 154 9 НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ЗА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ, КОНДУКТОРОМ Общие положения Наращивание цементного кольца за незацементированной эксплуатационной колонной производится в целях: - защиты эксплуатационных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; - ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству; - заполнения тампонажным материалом заколонного пространства в зоне нарушений эксплуатационной колонны (кондуктора) или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. Наращивание цементного кольца может быть произведено тампонированием по колонне НКТ или эксплуатационной колонне (прямое цементирование) через существующие нарушения или через спецотверстия, прострелянные напротив плотных разделов над верхней границей цементного кольца, а также непосредственно в заколонное пространство с устья скважины. Способ тампонирования определяется после изучения материалов по бурению и эксплуатации скважины, проведения гидродинамических и геофизических исследований. Перед проведением работ из дела скважины необходимо установить интервалы (при их наличии) и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины, а также сведения о проведенных ремонтно-изоляционных работах в интервале наращивания цементного кольца. 9.1 Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной 9.1.1 Заглушить скважину и поднять подземное оборудование. Продуктивный пласт отсечь одним из способов, приведенных в разделе 7. Провести геофизические исследования по определению технического состояния эксплуатационной колонны и высоты подъема цемента за ней, наличия (отсутствия) заколонных перетоков, интервалов движения жидкости за эксплуатационной колонной и возможных зон поглощений, опрессовать эксплуатационную колонну. На расстоянии от 5 до 50 м выше цементного кольца выполнить от 2 до 5 спецотверстий (при отсутствии нарушений колонны в этом интервале). Определить приемистость спецотверстий (существующих нарушений) или наличие циркуляции через спецотверстия и заколонное пространство с выходом на дневную поверхность. При наличии циркуляции определить необходимый объем тампонирующего материала с расчетом подъема цемента до запланированного интервала. При наличии приемистости и отсутствии циркуляции с выходом на поверхность методом термометрии с закачкой определить границу движения жидкости в заколонном пространстве для расчета необходимого объема тампонирующего материала, при этом наращивание цементного кольца до запланированного интервала по согласованию с заказчиком производится поэтапно. При удельной приемистости спецотверстий менее 0,5 м3/(чּМПа) или ее отсутствии произвести дренирование по 7.5.6. 9.1.2 При отсутствии материалов, подтверждающих наличие цементного кольца за кондуктором, произвести герметизацию пространства между колонной и кондуктором, чтобы исключить попадание тампонажного раствора в межтрубное пространство. При наличии зон поглощений эффективно использование расширяющихся тампонажных растворов с добавлением алюминиевой пудры, облегченных (гельцементных) тампонажных растворов и т.д., при использовании которых в качестве заключительной порции тампонажного раствора, задавливаемой за колонну и оставляемой в зоне ввода, необходимо использовать обычный цементный раствор на основе цемента ПЦТ-II-50. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 57 из 154 Выбрать тип и рассчитать объем тампонажного раствора с расчетом наращивания цементного кольца до запланированного интервала. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, необходимо использовать облегченные (гельцементные) тампонажные растворы. 9.1.3 Тампонирование по колонне НКТ производить через разбуриваемый пакер, устанавливаемый непосредственно над спецотверстиями во избежание выхода тампонажного раствора в колонну (допускается по согласованию с заказчиком тампонирование по колонне НКТ без пакера). Тампонирование по эксплуатационной колонне по решению заказчика производить с применением разделительных пробок, при ликвидации скважины допускается тампонирование без пробок. При тампонировании по эксплуатационной колонне не допускаются остановки при продавке тампонажного раствора во избежание образования цементной корки на стенках колонны. 9.1.4 Перед тампонажным раствором необходимо закачать буферную жидкость в полуторократном объеме заколонного простраства (технологическую жидкость или пресную воду). Закачать и продавить расчетный объем тампонажного раствора, вымыть излишки тампонажного раствора над разбуриваемым пакером или с глубины, указанной в планерасчете, посадочный инструмент поднять полностью, НКТ - на безопасное расстояние 150-200 м (при наличии информации о герметичности эксплуатационной колонны) и оставить скважину на ОЗЦ согласно плану-расчету. 9.1.5 Разбурить цементный мост, провести геофизические исследования АКЦ, СГДТ и др. для оценки качества работ по наращиванию цементного кольца и проверить колонну на герметичность. Если установлена негерметичность эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий, по решению заказчика произвести работы по ее догерметизации. 9.1.6 Наращивание цементного кольца в интервале, ограниченном цементным кольцом сверху, производить через спецотверстия, прострелянные напротив плотных разделов над верхней и под нижней границами существующего цементного кольца. Спустить и посадить на расстоянии не менее 10 м над нижним спецотверстием извлекаемый пакер. Закачкой технологической жидкости проверить наличие циркуляции между спецотверстиями. При отсутствии приемистости спецотверстия произвести дренирование по 7.5.6. При наличии циркуляции герметичность посадки пакера по согласованию с заказчиком проверить геофизическим исследованием РГД. Если интервал наращивания более 100 м - поднять извлекаемый пакер, спустить разбуриваемый пакер и посадить его непосредственно над нижним спецотверстием. Закачать и продавить расчетный объем тампонажного раствора, поднять посадочный инструмент (ниппель) и оставить скважину на ОЗЦ согласно плану-расчету. Если интервал наращивания менее 100 м - тампонирование произвести через извлекаемый пакер, при этом пакер должен быть установлен непосредственно под верхним спецотверстием, а объем тампонажного раствора должен быть рассчитан с учетом заполнения колонного и заколонного простраств и оставления моста не менее 10 м над верхним спецотверстием. Закачать и продавить расчетный объем тампонажного раствора, поднять извлекаемый пакер и оставить скважину на ОЗЦ согласно плану-расчету. 9.2 Наращивание цементного кольца за кондуктором Наращивание цементного кольца за кондуктором может быть произведено с извлечением эксплуатационной колонны в интервале наращивания и без ее извлечения. Заглушить скважину и поднять подземное оборудование. Продуктивный пласт отсечь одним из способов, приведенных в разделе 7. После извлечения части колонны необходимо принять меры по предупреждению засорения головы оставшейся в скважине части тампонирующими материалами (закрыть Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 58 из 154 «пробкой» и засыпать песком или др.). Далее произвести работы, аналогично вышеописанным. При проведении работ без извлечения колонны наращивание может быть произведено бурением шурфа вдоль кондуктора согласно РД 153-39.1-422-05 [49] или закачкой тампонажного раствора в пространство за кондуктором по межколонному пространству через башмак или нарушение в кондукторе (при его наличии). Для этого необходимо произвести герметизацию пространства между колонной и кондуктором с выводом технологического патрубка, после чего определить приемистость и провести термометрию с закачкой по определению движения жидкости, при этом допускается закачка горячей воды. После закачки тампонажного раствора качество работ необходимо проверить геофизическим исследованием термометрии. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 59 из 154 10 ОТКЛЮЧЕНИЕ ПЛАСТОВ ИЛИ ИХ ОТДЕЛЬНЫХ ИНТЕРВАЛОВ Общие положения Отключение нижних пластов производить: а) при удельной приёмистости отключаемого пласта менее 0,5 м3/(МПа·ч): - установкой взрыв-пакеров (с цементированием и без цементирования); - тампонированием под давлением по колонне НКТ или с извлекаемым пакером; - тампонированием с помощью тампонажных желонок; - с применением цементируемых и съемных летучек, металлических пластырей; - с применением разбуриваемых пакер-пробок. б) при удельной приемистости более 0,5 м3/(МПа·ч) - тампонированием под давлением через фильтр отключаемого пласта: - тампонированием под давлением по колонне НКТ; - тампонированием под давлением по колонне НКТ с разбуриваемым или извлекаемым пакером. Заглушить скважину, поднять подземное оборудование, определить состояние забоя. Определить приемистость. Произвести геофизические исследования по определению технического состояния эксплуатационной колонны и профиля приемистости по пластам, опрессовать эксплуатационную колонну; допускается по решению заказчика не производить определение технического состояния эксплуатационной колонны при общей удельной приемистости менее 0,5 м3/(МПа·ч). Тампонирование под давлением с пакером производить: - при наличии нарушения эксплуатационной колонны выше продуктивных пластов; - при давлениях закачки, превышающих допустимые на эксплуатационную колонну; - при приемистости вышележащего(их) пласта(ов), соразмерной с приемистостью отключаемого, если расстояние между ними составляет 3-4 м. При наличии обратного выхода жидкости из пласта применять разбуриваемый пакер, при отсутствии - допускается применение извлекаемого пакера, необходимость хвостовика и его длина определяется технологической службой. Пакер установить между отключаемым и вышележащим пластом (пластами), если расстояние между ними 3-4 м, если менее 3 м - на 5-15 м выше верхнего пласта. Допускается тампонирование с применением извлекаемого пакера и по колонне НКТ без пакера при наличии обратного выхода жидкости, если объем излившейся жидкости не превышает 30 % от объема закаченной. Объем тампонажного раствора при этом не должен превышать объема НКТ. Отключение верхних и промежуточных пластов производить с предварительным перекрытием нижнего продуктивного пласта засыпкой песка, закачкой ВНП, геля «ХИМЕКОВ», а также установкой взрыв - пакеров, непроходных разбуриваемых пакеров: - при удельной приемистости более 0,5 м3/(МПа·ч) - тампонированием под давлением; - при удельной приёмистости отключаемого пласта менее 0,5 м3/(МПа·ч) и отсутствии перетоков между пластами - установкой металлических пластырей, цементируемых или съемных летучек. При негерметичности отключенного тампонированием интервала и наличии приемистости догерметизацию производить тампонированием; при отсутствии приемистости, в условиях герметичного цементного кольца между пластами, по согласованию с заказчиком установкой металлических пластырей, цементируемых или съемных летучек. В качестве тампонирующих материалов применять цемент, а также нефтецементные композиции, кремнийорганические продукты, гипан, жидкое стекло, МСГС, ГПТС, ГЭР, ВНП, гель «ХИМЕКО-В» и т.д. с закреплением цементом в соответствии с инструкциями по их применению. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 60 из 154 При отключении пласта с приемистостью до 2,0 м3/(ч·МПа) с оставлением цементного моста допускается добавление в тампонажный раствор инертных материалов: древесных опилок, кордволокна, кварцевого песка, гречневой шелухи и др. в объеме до 4 % от массы сухого цемента для исключения поглощения цементного моста пластом. При удельной приемистости отключаемого пласта более 2,0 м3/(ч·МПа), проводить работы по снижению приемистости закачкой наполнителей согласно 7.5.5. Если в процессе тампонирования не достигнуты запланированные конечные параметры операции (давление закачки или продавки), процесс по согласованию с заказчиком необходимо завершить без оставления моста. Повторное тампонирование допускается по истечении 8-12 ч. При тампонировании с разбуриваемым пакером, посадочный инструмент (ниппель) поднять полностью и оставить скважину на ОЗЦ; при тампонировании по колонне НКТ или с извлекаемым пакером - вымыть излишки тампонажного раствора, НКТ поднять на безопасное расстояние от 150 до 200 м и по согласованию с заказчиком допускается оставить скважину на ОЗЦ под давлением от 40 % до 60 % от достигнутого при продавке. Если отключение пласта производится при негерметичной эксплуатационной колонне, вымывание излишков тампонажного раствора производить по решению технологической службы и согласованию с заказчиком. Интервалы установки низа колонны НКТ на всех этапах процесса, а также время ОЗЦ должны быть указаны в плане-расчете. По истечении времени ОЗЦ произвести проверку местоположения моста, опрессовку эксплуатационной колонны, при необходимости, разбуривание цементного моста, повторную перфорацию продуктивных пластов (если они были зацементированы с отключаемыми) и проверку качества изоляционных работ. 10.1 Отключение нижнего пласта 10.1.1 При удельной приемистости менее 0,5 м3/(МПа·ч) тампонирование производить по колонне НКТ, при этом низ колонны НКТ установить ниже подошвы отключаемого пласта. Необходимость заполнения зумпфа тампонажным раствором определяет заказчик. При необходимости заполнения зумпфа тампонирование по решению технологической службы может быть произведено в два этапа: 1 - заполнение зумпфа; 2 - отключение пласта без промежуточного выдерживания времени ОЗЦ. После закачки тампонажного раствора в пласт низ колонны НКТ поднять выше кровли отключаемого пласта и произвести вымывание излишков тампонажного раствора с оставлением цементного моста в зоне изоляции не менее 10 м. Интервалы установки низа колонны НКТ на каждом этапе процесса должна определять технологическая служба исходя из конкретных условий скважины и указывать в плане-расчете на тампонажные работы. 10.1.2 При удельной приемистости более 0,5 м3/(МПа·ч) необходимо определить приемистость отключаемого пласта (при отсутствии профиля приемистости) с извлекаемым пакером, при этом последний необходимо установить между кровлей отключаемого и подошвой вышележащих пластов, если расстояние между ними составляет 3-4 м. При наличии приемистости тампонирование произвести с разбуриваемым пакером, установленным в интервал, указанный в плане-расчете. После закачки тампонажного раствора в пласт посадочный инструмент поднять полностью. При отсутствии приемистости тампонирование произвести по колонне НКТ согласно 10.1.1. без давления. После ОЗЦ, при необходимости, бурением установить запланированный забой и произвести повторное вскрытие продуктивных пластов (если они были зацементированы вместе с отключаемым) и исследование Т, СТИ, ДГД со снижением уровня в добывающих скважинах и Т, РГД - с закачкой жидкости в нагнетательных скважинах при зумпфе не менее 6 м. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 61 из 154 Необходимость проведения исследования при зумпфе менее 6 м должен определить заказчик. Качество работ по требованию заказчика в т.ч. при наличии нарушения выше продуктивных пластов может быть определено опрессовкой и снижением уровня жидкости свабированием с пакером, установленным выше кровли отключенного пласта. 10.2 Отключение промежуточного (верхнего) пласта Произвести временное отключение фильтра нижележащих пластов согласно Общим положениям. 10.2.1 Технологические схемы тампонирования при отключении промежуточного (верхнего) пласта те же, что и при отключении нижнего пласта по 10.1. После ОЗЦ разбурить цементный мост (пакер), вымыть песчаную или др. пробку, произвести повторное вскрытие продуктивных пластов (при необходимости) и исследование по 10.1.2. При негерметичности отключенного интервала произвести догерметизацию согласно Общим положениям. 10.3 Отключение горизонтов при переходе на вышележащие [21] Эксплуатационные объекты девонских скважин (пашийско-кыновские нефтеносные горизонты) отключать установкой цементных мостов высотой, равной мощности продуктивного горизонта плюс 50 м, тампонирование при этом производить от текущего забоя, при необходимости в два этапа по 10.1. При наличии в интервалах продуктивных пластов аварийного оборудования и технической невозможности его извлечения, когда «голова» находится выше вскрытого нефтеносного горизонта, допускается установка цементного моста над аварийным оборудованием высотой 50 м с предварительной продавкой тампонажного раствора в перфорированный пласт под давлением, при необходимости, с пакером (при давлениях закачки, превышающих допустимые на эксплуатационную колонну или наличии нарушений выше отключаемого интервала) [21]. В случае осевого смещения эксплуатационной колонны выше вскрытого нефтеносного горизонта допускается установка цементного моста высотой 50 м выше места смещения колонны, как и в предыдущем случае [21]. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 62 из 154 11 ПЕРЕВОД НА ДРУГИЕ ГОРИЗОНТЫ И ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ 11.1 Перевод на другие горизонты и приобщение пластов должны производиться в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. 11.2 Перед переводом на другие горизонты и приобщением пластов, при необходимости, по решению главного геолога должны быть проведены геофизические исследования ИНГК (СНиГ) для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и АКЦ (МАК), СГДТ для оценки качества сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной (при отсутствии данных за последние 5 лет). 11.3 Перевод на другие горизонты включает операции по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытие перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот. 11.4 Переход на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, необходимо проводить с отключением нижних пластов согласно 10.1. 11.5 Переход на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (более 100 м), необходимо проводить с отключением нижних пластов согласно 10.1, а также установкой цементного моста в интервале нижнего горизонта и на 50 м выше его. 11.6 Перевод на нижний горизонт необходимо проводить с отключением верхних пластов. Отключение верхних горизонтов производить тампонированием под давлением, установкой металлических пластырей, цементируемых или съемных летучек согласно 10.2. Тампонирование под давлением применять при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта с одновременным исправлением негерметичности цементного кольца между эксплуатируемым и приобщаемым пластами. Установку металлических пластырей, цементируемых или съемных летучек применять в условиях герметичного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта с предварительным тампонированием при наличии приемистости пластов и без тампонирования - при отсутствии приемистости по решению заказчика. Сочетание тампонирования под давлением и установку металлических пластырей и летучек применять в случаях, когда тампонированием не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта. 11.7 После отключения пласта (горизонта) эксплуатационную колонну необходимо испытать на герметичность. 11.8 Приобщение пластов заключается во вскрытии перфорацией продуктивных пластов, расположенных выше или ниже эксплуатируемого пласта. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 63 из 154 12 ПЕРЕВОД СКВАЖИН В ДРУГУЮ КАТЕГОРИЮ 12.1 Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения. 12.2 Перевод скважин из категории в категорию должен производиться при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки месторождения, с учетом охраны недр и состояния разработки. 12.3 При переводе скважины в другую категорию должны быть проведены следующие виды работ (вид и объем работ должен определяться геологической службой заказчика). 12.3.1 Определение герметичности эксплуатационной колонны, наличия заколонных перетоков (если они не были проведены ранее) и работы по восстановлению работоспособности колонны (при необходимости). 12.3.2 Оценка коэффициента продуктивности - для добывающих скважин и характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта - для нагнетательных. 12.4 При освоении скважины под отбор пластовой жидкости должны быть проведены следующие виды работ (вид и объем работ должен определяться геологической службой заказчика). 12.4.1 Определение герметичности эксплуатационной колонны и источника обводнения (если они не были проведены ранее) и работы по восстановлению работоспособности колонны и изоляции источника обводнения (при необходимости). 12.4.2 Освоение скважины с помощью сваба, компрессора, бустера или ШГН до получения жидкости постоянной минерализации. 12.4.3 Исследования скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости. 12.4.4 В зависимости от результатов исследований по характеру притока, при необходимости, провести ОПЗ в соответствии с разделом 14. 12.5 При переводе скважин в пьезометрические должны быть проведены следующие виды работ (вид и объем работ должен определяться геологической службой заказчика). 12.5.1 Провести работы по 12.3.1, (если не были проведены ранее), при необходимости - по 12.3.2 (по решению главного геолога). 12.5.2 Спустить прошаблонированные НКТ с воронкой на конце (минимальная глубина спуска НКТ - 500 м). 12.5.3 На ycтье установить оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры (задвижки с заглушками и лубрикатор с манометром). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 64 из 154 13 ЛИКВИДАЦИЯ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ ОСЛОЖНЕНИЙ 13.1 Подготовительные работы 13.1.1 На основании план-заказа и акта расследования осложнения (Приложения 20, 21, 22), согласованного с департаментом супервайзерского сопровождения и утвержденного главным инженером заказчика, должен быть составлен основной план на ликвидацию осложнения. В плане должны быть предусмотрены меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. Копия акта расследования осложнения должна храниться на скважине вместе с основным планом работ до окончания работ по ликвидации осложнения. 13.1.2 Технологические операции в процессе ликвидации внутрискважинного осложнения (ловильные работы, фрезерование, расхаживание и т.д.) должны проводиться в соответствии с утвержденным планом под руководством инженера-технолога при участии мастера по ремонту скважин согласно РД 153-39.1-387-05 «Регламенту по ликвидации аварий в скважинах» [16] и другим регламентирующим документам. 13.1.3 В зависимости от вида осложнения на скважину доставляются печати, необходимые комплекты ловильных инструментов, фрезеров и т.д. 13.2 Порядок выполнения работ 13.2.1 Ликвидацию внутрискважинного осложнения производить в следующей последовательности: - на насосно-компрессорных или бурильных трубах спустить свинцовую печать, с промывкой произвести ее посадку на «голову» аварийного оборудования с нагрузкой не менее 20 кН (2т), в зависимости от кривизны скважины и определить состояние аварийного оборудования; - в зависимости от характера осложнения (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.д.) необходимо подобрать и спустить ловильно-фрезерный инструмент соответствующей конструкции. На спускаемый инструмент должен быть составлен эскиз компоновки с указанием размеров инструмента и типоразмеров соединительных резьб. 13.2.2 При спуске ловильно-фрезерного инструмента все соединения бурильных труб необходимо крепить машинными или гидравлическими ключами. Первые 10 труб при спуске необходимо спускать вручную с задержкой. В конце подъема инструмента, во избежание отворота и падения труб в скважину, последние 10 труб необходимо также поднимать вручную с задержкой. 13.2.3 При расхаживании прихваченного оборудования нагрузки на трубы и подъемный агрегат не должны превышать допустимых нагрузок для данной марки труб (раздел 4) или грузоподъемность агрегата. При недостаточной грузоподъемности подъемного агрегата необходимо использовать устьевые или забойные домкраты, ударные механизмы типа «Ясс» и другие виды устройств для ликвидации прихватов[3]. 13.2.4 Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) должны проводиться по специальному плану, согласованному с заказчиком и геофизическим предприятием. 13.2.5 При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию прихваченного оборудования необходимо проводить с загерметизированным устьем и соблюдением специальных мер безопасности. 13.2.6 Отрезание НКТ диаметром 73 мм производить при помощи внутренних или наружных труборезов, дисковых труборез-торпед (ТРК) на кабеле (для НКТ диаметром 73 мм и 60 мм). НКТ диаметром от 89 мм до 114 мм отрезать внутренними труборезами, а обсадные тру- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 65 из 154 бы - внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. 13.2.7 Извлечение из скважины неприхваченных предметов производить после предварительного обследования гудроновыми или свинцовыми печатями «головы» и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента могут применяться труболовки, колокола, фрезеры-колокола, метчики, овершоты, магнитные фрезеры, магнитные ловители, фрезерыпауки. Ловильные работы, при необходимости, производить с промывкой. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его необходимо предварительно офрезеровать кольцевым фрезером с приемной трубой. Сплошное фрезерование торцевым фрезером производится в случаях невозможности извлечения аварийного предмета. 13.2.8 Канат, кабель и проволоку извлекать из скважины при помощи удочек, крючков различных конструкций, которые должны иметь ограничители, чтобы исключить прохождение инструмента через кабель или проволоку и вероятность прихвата, причем их диаметр не должен превышать диаметр шаблона для соответствующей колонны. 13.2.9 Извлечение прихваченных цементом труб производить в следующей последовательности. Отвернуть (отрезать) и поднять свободные от цемента трубы. Затем кольцевым фрезером офрезеровать зацементированные трубы. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производить с таким расчетом, чтобы было офрезеровано следующее соединение прихваченных труб. При расположении прихваченных НКТ по центру колонны эффективно сплошное фрезерование пилотным фрезером. 13.2.10 Фрезерование прихваченного оборудования является одной из наиболее ответственных операций при ликвидации внутрискважинных осложнений. В процессе фрезерования необходимо строгое соблюдение режимов фрезерования и промывки. Для достижения наибольшей эффективности фрезерования скорость вращения инструмента и нагрузка на фрезер должны выбираться из расчёта достижения максимальной механической скорости проходки, в независимости паспортных данных на фрезер. При фрезеровании забойными и кольцевыми фрезерами не реже чем через 20 мин производить отрыв инструмента не менее чем на 3 м от достигнутого забоя. При отсутствии проходки в течение 2 ч для забойных, кольцевых и пилотных фрезеров и в течение 0,5 ч колонных конусных фрезеров-райберов - фрезеровку прекратить, инструмент поднять и подобрать более эффективный. В процессе фрезерования необходим постоянный контроль над расходом промывочной жидкости и выходом циркуляции. Расход промывочной жидкости должен быть достаточным для подъема на поверхность разрушенного шлама, кусочков металла и т.д. и составлять не менее 9 л/c в колоннах диаметром 146 мм и не менее 12 л/c - в колоннах 168 мм, т. к. при недостаточном расходе промывочной жидкости велика вероятность прихвата инструмента. При прохождении интервалов перфорации или нарушений перед наращиванием очередной трубы необходимо прокачивать не менее 20 м3 технологической жидкости с расходом не менее 12 л/c в колоннах диаметром 168 мм и не менее 15 м3 с расходом не менее 9 л/c - в колоннах диаметром 146 мм. Необходимо помнить, что остановка процесса промывки (даже кратковременная) или снижение расхода жидкости при фрезеровании может стать причиной прихвата инструмента. При прекращении промывки по техническим причинам необходимо поднять инструмент на длину рабочей трубы и производить его расхаживание до возобновления промывки. При поглощении нарушением колонны или перфорированными пластами более 20 % промывочной жидкости (циркуляция менее 80 %) необходимо прекратить фрезерование, поднять инструмент и принять меры по снижению интенсивности поглощения. Кроме того, ввиду кратной разности сечений в кольцевом пространстве над фрезером резко снижается скорость восходящего потока промывочной жидкости и, соответственно, скорость поднимаемого шлама, поэтому при фрезеровании в случаях технической необходимости, с учетом конструктивных особенностей скважины, фрезеруемого объекта и типа фрезера над фрезером необходима установка шламоуловителя. Для фрезерования мелких металлических предметов допускается применение фрезеров различных конструкций, спускаемых на винтовых забойных двигателях с соблюдением, указанных в технической характеристике двигателя, параметров. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 66 из 154 14 СТИМУЛЯЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН 14.1 Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) 14.1.1 ОПЗ проводятся на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления или улучшения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. 14.1.2 Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводятся следующие методы воздействия: - химические (кислоты, растворители); - тепловые; - волновые; - ударно-волновые; - имплозионные; - ультразвуковые; - акустические; - комплексные; - гидропескоструйные; - гидроразрывы пласта и др. 14.1.3 Выбор способа ОПЗ должен проводиться на основе изучения причин снижения продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП [19]. 14.1.4 Технология и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП должна быть обоснована геологическими и технологическими службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности. 14.1.5 Каждый вид (метод) воздействия должен проводиться согласно технологической инструкции (РД), подробно отражающей процесс, материалы, оборудование и область применения технологии. 14.1.6 Необходимость проведения исследований по определению герметичности эксплуатационной колонны и заколонного пространства (отсутствия заколонных и межпластовых перетоков) перед проведением кислотных обработок должна определять геологическая служба заказчика согласно Положению о периодичности производства промысловых гидродинамических исследований. Возможно проведение кислотной обработки при негерметичной эксплуатационной колонне (при отсутствии заколонных перетоков) с отсечением негерметичного участка пакером. 14.1.7 Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. Необходимо поднять подземное оборудование и спустить колонну НКТ. Промыть забой от скоплений грязи при недохождении печати на канате до подошвы нижнего пласта и очистить стенки колонны при наличии АСПО на поднятых трубах. В случаях, когда интервал обработки открыт, промывку проводить нет необходимости, особенно в добывающих скважинах, кроме тех случаев, когда технологией ОПЗ предусмотрена замена скважинной жидкости на другую (нефть, ГЭР, ПАВ и др.). Определить приемистость пластов. Если при давлении, допустимом на колонну, приемистость отсутствует, кислотную обработку необходимо планировать с учетом ранее проведенных обработок (если они проводились) с применением пакера или с оставлением кислотной ванны, если после доведения кислоты до обрабатываемого интервала приемистость не появилась. При оставлении кислотной ванны необходимо учесть разницу плотностей кислотного раствора и скважинной жидкости. При применении пакера на него снизу необходи- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 67 из 154 мо навернуть хвостовик, длина которого определяется расстоянием от запланированного места установки пакера до подошвы нижнего обрабатываемого пласта. Пакер посадить в намеченном интервале, опрессовать при заполненном межтрубье и открытой задвижке на рабочее давление закачкой технологической жидкости в НКТ. Пропуски пакера при опрессовке считаются допустимыми для проведения ОПЗ, если давление в межтрубном пространстве при закрытой задвижке не превышает допустимого на эксплуатационную колонну при отсутствии нарушений колонны выше пакера. 14.1.8 Продавка кислотных растворов, а также промывка скважины в случае необходимости после любого вида воздействия должна производиться с использованием технологических жидкостей, не оказывающих вредного влияния на коллекторские свойства пласта. 14.1.9 После проведения ОПЗ должна быть определена эффективность ОПЗ, для чего скважину необходимо происследовать методами установившихся и неустановившихся режимов (при закачке или депрессии), соответствующих режимам исследования (работы) скважины до ОПЗ, вид исследования и его объем при этом должен определить заказчик. 14.2 Солянокислотная обработка 14.2.1 Солянокислотная обработка (СКО) призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения. 14.2.2 Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом. 14.2.3 Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - двухлористый кальций (СаСl2) и двухлористый магний (MgCl2) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины или свабированием. Углекислый газ (СО2) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. 14.2.4 В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымывания продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуются поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин. 14.2.5 Для первичных обработок низкопроницаемых коллекторов объем раствора соляной кислоты должен быть от 0,4 м3/м до 0,6 м3/м, для высокопроницаемых - от 0,6 м3/м до 1,0 м3/м. При каждой последующей обработке объем раствора кислоты необходимо увеличивать от 25 % до 30 %. Необходимо помнить, что эффективность солянокислотных обработок с каждой последующей снижается, поэтому при их планировании необходимо учитывать эффективность предыдущих СКО, и если она была незначительна или отсутствовала, целесообразнее проводить специальные: направленные (НСКО), глубокие (ГСКО) обработки или комплексные методы ОПЗ. На практике производится не более трех солянокислотных обработок, после чего производятся специальные или комплексные СКО с применением специальных кислотных композиций (таблица 14.4). 14.2.6 Кислотные обработки поглощающих скважин целесообразно проводить после предварительного блокирования промытых зон вязко-упругими составами (гидрофобными эмульсиями). 14.3 Приготовление раствора соляной кислоты необходимой концентрации Объем товарной кислоты и количество пресной воды, необходимых для приготовления раствора определяется по формулам (14.1) и (14.2): Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 68 из 154 Vu V p p 1 (14.1), u 1 Vb Vu u p p 1 (14.2), где Vu - количество исходного раствора, м3; Vρ - необходимое количество рабочего раствора, м3; Vb - количество пресной воды, м3; u - плотность исходного раствора, кг/м3; p - плотность рабочего раствора, кг/м3. Плотность соляной кислоты в зависимости от ее концентрации определяется из таблицы 14.1. Таблица 14.1 Концентрация соляной кислоты, % Плотность соляной кислоты, кг/м3 2 4 5 8 10 12 15 18 20 22 24 1008 1018 1023 1038 1047 1057 1073 1088 1098 1108 1120 Количество компонентов для приготовления соляной кислоты необходимой концентрации приведены в таблице 14.2. Таблица 14.2 - Количество ингибированной соляной кислоты и воды, необходимых для приготовления 1 м3 раствора различной концентрации Требуемая концентрация кислотного раствора, % Исходная концентрация технической соляной кислоты, % 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 500 471 444 421 400 381 364 348 333 320 308 296 500 529 556 579 600 619 636 652 667 680 692 704 10 625 375 588 412 556 444 526 474 500 500 476 524 455 545 435 565 417 583 400 600 385 615 370 630 12 750 250 706 294 667 333 632 368 600 400 571 429 545 455 522 478 500 500 480 520 462 538 444 556 8 938 882 833 789 750 714 682 652 625 600 577 556 63 118 167 211 250 286 318 348 375 400 423 444 П р и м е ч а н и е - В числителе показано количество соляной кислоты (л), в знаменателе показано количество воды (л). 15 14.4 Глинокислотная обработка Терригенные коллекторы, цементирующим веществом которых являются силикаты (аморфная кремниевая кислота, глины, аргиллиты) обрабатываются глинокислотой - смесью соляной и плавиковой кислот. При растворении силикатов плавиковой кислотой образуется Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 69 из 154 фтористый кремний, который в присутствии воды переходит в гидрат окиси кремния, последний при снижении кислотности раствора может превратиться из золя в студнеобразный гель, закупоривающий поры. Чтобы этого не произошло, применяется смесь соляной и плавиковой кислот. Как правило, применяется кислотный раствор, содержащий от 8 % до 10 % HCL и от 3 % до 5 % HF при объеме закачки глинокислоты для первичной обработки от 0,3 м3 до 0,4 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Общий объем раствора глинокислоты при первичной обработке должен быть не менее 1,5 м3. При последующих обработках объем раствора необходимо увеличивать от 10 до 15 %. 14.5 Приготовление раствора глинокислоты Плотность плавиковой кислоты в зависимости от концентрации представлена в таблице 14.3. Таблица 14.3 Концентрация плавиковой кислоты, % Плотность плавиковой кислоты, кг/м3 1 2 5 6 10 15 20 25 30 35 40 2 1005 1017 1021 1035 1055 1075 1095 1105 1125 1145 Для приготовления рабочего раствора глинокислоты необходимо использовать таблицы 14.1 и 14.3 с учетом соотношения между плавиковой и соляной кислот, а также таблицу 14.4, где приведены рекомендуемые основные кислотные композиции. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора глинокислоты в 0,5 м3 (500 л) соляной кислоты с концентрацией 20 %, плотностью 1098 кг/м3, добавить 0,5 м3 (500 л) 10 % плавиковой кислоты плотностью 1035 кг/м3 и перемешать (для приготовления 0,5 м3 (500 л) плавиковой кислоты с концентрацией 10 % в 0, 113 м3 (113 л) плавиковой кислоты концентрацией 40 % добавить 0.388 м3 (388 л) пресной технической воды). В получившемся растворе будет содержаться 10 % соляной кислоты и 5 % плавиковой кислоты. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора глинокислоты в 0,5 м3 (500 л) соляной кислоты с концентрацией 20 % плотностью 1098 кг/м3 (1,09 г/см3) добавить 0,5 м3 (500 л) 6 % плавиковой кислоты плотностью 1021 кг/м3 (1,021 г/см3) и перемешать. В получившемся растворе будет содержаться 10 % соляной кислоты и 3 % плавиковой кислоты. 14.6 Приготовление раствора глинокислоты из фторид-бифторид аммония При приготовлении глинокислоты из фторид-бифторид аммония учитывают, что 1 кг его эквивалентен 0,00155 м3 (1,55 л) плавиковой кислоты с концентрацией 40 %. Пример приготовления 500 кг фторид-бифторида аммония залить 0,775 м3 (775 л) пресной воды. Замерить плотность полученного раствора и привести к плотности при 20 0С по формуле (14.3): Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 70 из 154 ρк = ρt + ( 2,67×10-3 ρt – 2,5t ) ( t – 20 ), (14.3) где ρк - плотность при 20 0С; ρt - плотность при температуре разогревшегося раствора, кг/м3; t - температура раствора, 0С. В сравнении ρк с данными таблицы 14.2 уточнить концентрацию раствора. Далее по формулам (14.1) и (14.2) приготовить раствор плавиковой кислоты с концентрацией 10 %, затем его разбавить соляной кислотой с концентрацией 20 % и полученным раствором проводить ОПЗ. 14.7 Порядок проведения кислотной обработки скважины 14.7.1 Если интервал перфорации закрыт необходимо промыть скважину от загрязнений с допуском НКТ до забоя, определить приемистость пластов. Если при давлении, допустимом на колонну, приемистость отсутствует, обработку проводить с применением пакера. В скважину спустить колонну НКТ, пакер с хвостовиком или другую компоновку, согласованную с заказчиком. Низ колонны труб (хвостовика) оборудовать воронкой (муфтой), опрессовочным седлом (если НКТ до этого не опрессовывались) или др. и установить ниже подошвы обрабатываемого пласта. При работе с пакером опрессовочное седло установить над ним. 14.7.2 Порядок проведения кислотной обработки подробно описан в «Сборнике типовых технологических процессов при ремонте скважин ОАО «Татнефть» [20]. На кислотную обработку должен быть составлен план (Приложение 23), по окончании обработки - составлен акт (Приложение 24). Основные применяемые кислотные композиции приведены в таблице 14.4. 14.7.3 После закачки в скважину кислотный раствор оставить в пласте для реагирования. При концентрации соляной кислоты до 15 % время реагирования от 3 ч до 4 ч, до 24 % от 2 ч до 3 ч; глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - до 1 ч. Время реагирования считать с момента окончания продавки кислотного состава. 14.7.4 После реагирования кислоты в нагнетательных скважинах вымывание продуктов реакции и остатков кислоты из скважины допускается не производить, а заполнить ствол скважины и продавить дальше в пласт последующей закачкой жидкости в объеме не менее 6 м3. При отсутствии приемистости оставить кислотную ванну на время, указанное в пункте 14.7.3. Если кислотная ванна не дала положительного результата, то кислоту и продукты реакции необходимо вымыть. 14.7.5 Продукты реагирования из призабойной зоны пласта добывающих скважин удалить свабированием или освоением азотным компрессором (бустером), чтобы исключить их попадание в нефтесборный коллектор. При отсутствии приемистости также оставить кислотную ванну на время, указанное в пункте 14.7.3. Если кислотная ванна не дала положительного результата, то кислоту и продукты реакции вымыть, свабирование или освоение азотным компрессором (бустером) при этом не производить. 14.7.6 При производстве ОПЗ по увеличению приемистости в добывающих скважинах перед изоляционными работами после реагирования кислоты, как и в нагнетательных скважинах, вымывание продуктов реакции и остатков кислоты из скважины не производить, а продавить дальше в пласт последующей закачкой жидкости в объеме не менее 6 м 3, свабирование при этом не производить. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 71 из 154 Таблица 14.4 Основные кислотные композиции для ОПЗ и стимуляции скважин. Рекомендуемая область их применения, критерии подбора объектов № п/п 1 1 Марка Рецептура приготовления, на 1м3 2 3 HCl 24 МЛ Раствор НС1 (22-24%) Препарат МЛ-81Б Состав готовой композиции, % об. 4 Солянокислотные композиции 22-24 0,990м3 НС1 0,010 м3 МЛ-81Б 1,0 Вода - остальное 2 HCl 15 МЛ Раствор НС1 (15%-ый) 0,990м3 Препарат МЛ-81Б 0,010 м3 НС1 14,9 МЛ-81Б 1,0 Вода - остальное 3 HCl 24 НЛ Раствор НС1 (22-24%) 0,960м3 Нефтенол К 0,040 м3 НС1 22-24 Нефтенол К 4,0 Вода - остальное 4 HCl 15 НЛ Раствор НС1 (15%-ый) 0,960м3 Нефтенол К 0,040 м3 5 КСМД (кислотная смесь медленного действия) Раствор НС1 (22-24%) 0,720 м3 Укс.кислота (80%) 0,030 м3 Лигносульфонаты техн. 0,200 м3 Деэмульгатор водораств 0,020м3 КОБС (изопропил. спирт) 0,03м3 НСl 14,4 Нефтенол К 4,0 Вода - остальное НС1 20,3- 22,3 Укс. кислота 2,4 Лигносульфонаты 20,0 Деэмульгатор 2,0 КОБС (изопропиловый спирт) 3,0 Вода - остальное 5 Тип породы - карбонатный, тип коллектора - трещинно-поровый Проницаемость (средняя) - не менее 0,03 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 7% Кратность ОПЗ - не более 3, при большем количестве ОПЗ выполняются варианты НСКВ, ЦНСКВ с применением данной композиции. То же Данный состав применяется для неглубоких, поверхностных обработок, кислотных ванн, кавернонакопителей. Тип породы - карбонатный, тип коллектора - кавернозно-трещиннопоровый Проницаемость (средняя) - не менее 0,04 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 8% Кратность ОПЗ - не более 3, при большем количестве ОПЗ выполняются варианты НСКВ, глубоких СКО, ЦНСКВ с применением данной композиции То же Применяется для глубоких СКО с толщиной пластов более 8-10 м Тип породы - карбонатный, тип коллектора - трещинно-поровый, кавернозно-трещинно-поровый Проницаемость (средняя) - не менее 0,05 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 8% Кратность ОПЗ - не более 2, при большем количестве ОПЗ выполняются варианты глубоких СКО, НСКВ, ЦНСКВ, КГРП с применением данной композиции Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 72 из 154 Критерии и область применения Продолжение таблицы 14.4 1 2 3 4 6 ПАКС (поверхностноактивная кислотная смесь) Раствор НС1 (22-24%) 0,900 м3 Укс.кислота (80%) 0,030 м3 ФЛЭК-ДГ-002(МЛ-81Б) 0,020м3 Деэмульгатор водораств 0,020м3 КОБС (изопропил. спирт)0,03м3 НС1 21,6 Укс.кислота 2,4 ФЛЭК-ДГ-002 (МЛ-81Б) 2,0 Деэмульгатор 2,0 КОБС 3,0 Вода - остальное 1 ГК МЛ Раствор НС1 (22-24%) 0,460м3 Раствор НF (70%-ый) 0,070 м3 Препарат МЛ-81Б 0,020 м3 Вода 0,450 м3 НС1 11,0 НF 4,9 МЛ-81Б 2,0 Вода - остальное Раствор НС1 (22-24%) 0,460м3 Раствор НF (70%-ый) 0,070 м3 Нефтенол К 0,040 м3 Вода 0,430 м3 Раствор НС1 (22-24%) 0,820м3 Раствор НF (70%-ый) 0,100 м3 Укс.кислота (80%) 0,030 м3 Деэмульгатор водораств 0,020м3 КОБС (изопропил. спирт)0,03м3 Тип породы - терригенные отложения, тип коллектора порово-трещиноватый Проницаемость (средняя) - не менее 0,04 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 12 % Применяется для неглубоких, поверхностных обработок, ванн, освоения скважин, осложненных после бурения. Тип породы - терригенные отложения, тип коллектора порово-трещиноватый Проницаемость (средняя) - не менее 0,05 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 12 % Тип породы - терригенные отложения, тип коллектора порово-трещиноватый Проницаемость (средняя) - не менее 0,03 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 11 % поровый и кислотных НС1 11,0 поровый и НF 4,9 Нефтенол К 4,0 Вода - остальное 3 ГКК НС1 19,6 поровый и НF 7,0 Укс. кис-та 2,4 деэмульгатор 2,0 КОБС 3,0 Вода - остальное П р и м е ч а н и е - При целесообразности использования новых или модифицированных кислотных композиций, отсутствующих в данном перечне, их составы необходимо согласовать с институтом «ТатНИПИнефть» и управлением по ремонту скважин и ПНП. 2 ГК НЛ 5 Тип породы - карбонатный, тип коллектора - порово-трещинный Проницаемость (средняя) - не менее 0,02 мкм2 Пористость (средняя) - не менее 8% Кратность ОПЗ - не более 2, при большем количестве ОПЗ выполняются варианты НСКВ, ЦНСКВ с применением данной композиции. Применяется для первичных ОПЗ и кислотных ванн пластов с низкой приемистостью. Дополнительная область применения - предварительная закачка (перед глинокислотной композицией) в терригенных отложениях тульскобобриковских и кыновско-пашийских горизонтов Глинокислотные композиции Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 73 из 154 15 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ (ГПП) Гидропескоструйная перфорация применяется: - для вскрытия пластов с целью их разработки; - для очистки стенок скважины от глинистой корки, расширения забоев в необсаженных скважинах для увеличения продуктивности скважины; - перед гидравлическим разрывом пласта и кислотной обработкой скважины; - для отрезания обсадных и насосно-компрессорных труб. Сущность метода ГПП заключается в том, что песчано-жидкостная смесь, закачиваемая в НКТ под большим давлением, истекает из насадок гидравлического пескоструйного перфоратора в виде узких струй с большой скоростью и ударяет в стенку скважины или эксплуатационной колонны. В результате ударного и абразивного действия струи в эксплуатационной колонне, цементном камне и породе пласта образуются цилиндрические отверстия или вертикальные щели (при щелевой перфорации). 15.1 Гидравлический пескоструйный перфоратор Схема гидравлического пескоструйного перфоратора приведена на рисунке 15.1. Количество и размещение насадок в перфораторе определяется в зависимости от цели операции, геолого-технической характеристики вскрываемых коллекторов и плотности перфорации. Плотность перфорации должна определять геологическая служба заказчика в зависимости от свойств вскрываемых коллекторов. Цилиндрические отверстия в процессе перфорации создаются при неподвижном перфораторе. Для создания вертикальных щелей необходимо в вертикальной плоскости разместить от двух до четырех насадок и в процессе перфорации произвести подъем перфоратора с помощью устьевого гидродомкрата или специального забойного двигателя. 1 - хвостовик-перо; 2- шар; 3 - держатель насадок; 4 - насадка; 5 - стопорное кольцо; 6 – корпус перфоратора; 7 - заглушка Рисунок 15.1 - Гидропескоструйный перфоратор АП-6 конструкции ВНИИКРнефть 15.2 Материалы Для гидропескоструйной перфорации необходимо применять кварцевый песок фракции от 0,8 до 2,0 мм без крупных частиц, чтобы не закупорить отверстия в насадках перфоратора. Концентрация песка в жидкости должна составлять от 50 кг/м3 до 80 кг/м3 (0,050 кг/л до 0,080 кг/л), замер концентрации при этом производить вручную. В качестве жидкости-песконосителя при гидропескоструйной перфорации продуктивных пластов в нефтяных скважинах применяются нефть или жидкость, аналогичная жидкости глушения, обработанная МЛ-81Б (или др. ПАВ); в нагнетательных скважинах - то же, кроме нефти. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 74 из 154 15.3 Параметры процесса Закачку жидкости с песком производить при расходе не менее 3,5 л/с на одну насадку диаметром 4,5 и не менее 6.2 л/с - диаметром 6 мм. При этом скорость выходящей из насадки струи достигает 200 м/с, а перепад давления в насадке - от 18,0 МПа до 20,0 МПа. 15.4 Подготовка скважины и оборудования Для проведения ГПП на скважину необходимо завезти трубы марки «К»; допускается применение НКТ марки «Д» (новые комплекты или после капремонта, что должно быть подтверждено соответствующим документом) с опрессовкой на давление не менее 35,0 МПа. В скважину на колонне НКТ спустить пескоструйный перфоратор, седло опрессовочного клапана, патрубок длиной не менее 1,5 м или др. репер для привязки перфоратора к запланированному интервалу перфорации геофизическими методами. Реперный патрубок установить через одну-две насосно-компрессорные трубы от перфоратора согласно рисунку 15.2, причем трубы завернуть вручную с герметизацией резьб согласно 2.6 «Типового процесса спуска и подъема колонны НКТ» [20]. 1 - хвостовик - перо; 2 - перфоратор; 3 - седло опрессовочного клапана; 4 - 1-2 НКТ; 5 - репер (патрубок); 6 - колонна НКТ Рисунок 15.2 - Схема компоновки подземного оборудования при гидропескоструйной перфорации После спуска перфоратор установить в нижний интервал перфорации с привязкой по ГК, ЛМ, а затем опрессовать колонну НКТ согласно «Типовому технологическому процессу опрессовки колонны НКТ в скважине» [20] на давление, указанное в плане работ. 15.5 Оборудование устья скважины На устье скважины установить сальниковое устройство. На колонну НКТ навернуть рабочую трубу, на которую навернуть патрубок с быстросъемной резьбой и краном высокого давления. К патрубку с помощью специального шарнирного соединения, имеющего три плоскости вращения, присоединить нагнетательную линию от блока манифольдов согласно рисунку 15.3. 15.6 Оборудование для приготовления и закачки песчано-жидкостной смеси Песок на скважину доставляется в бункере пескосмесительного агрегата. Пескосмесительный агрегат в течение операции производит смешивание жидкости-песконосителя с кварцевым песком и через приемные шланги низкого давления обеспечивает забор смеси Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 75 из 154 насосными агрегатами высокого давления, которые производят закачку песчано-жидкостной смеси через блок манифольдов в скважину. Подача жидкости в смесительное устройство пескосмесительного агрегата производится промывочным (водоподающим) агрегатом. Циркуляция жидкости при проведении процесса производится через желобную емкость или миксер пескосмесительного агрегата. 1 - колонная муфта; 2 - устьевая арматура; 3 - затрубная задвижка; 4 - заглушка; 5 - сальниковое устройство; 6 - колонна НКТ; 7 - быстросъемное соединение; 8 - шарнирное соединение; 9 - элеватор; 10 - штропа. Рисунок 15.3 - Схема оборудования устья скважины при гидропескоструйной перфорации 15.7 Технология проведения ГПП Специальную технику расстановить у скважины и обвязать согласно рисунку 15.4. Проверить и подготовить оборудование к работе, промыть и опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ. Восстановить циркуляцию в скважине и произвести пробную закачку жидкости без песка поочередным включением агрегатов при максимально возможных расходах жидкости, тем самым промыть НКТ и перфоратор. Жидкость на агрегаты подавать водоподающим агрегатом через пескосмесительный агрегат. Отсоединить нагнетательную линию от рабочей трубы, опустить шарик клапана перфоратора в трубы, соединить нагнетательную линию с рабочей трубой. Закачкой жидкости без песка по возросшему давлению проверить посадку шарика в седло клапана и поочередным включением агрегатов произвести пробную закачку жидкости без песка для установления запланированного режима работы. При этом устьевым манометром определить потери давления на трение при расчетном расходе жидкости на одну насадку. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 76 из 154 Не останавливая закачку на установленном режиме, приступить к подаче песка в жидкость. Закачку жидкости с песком производить при заданных расходах на одну насадку в первом интервале в течение 40-45 мин. Затем перфоратор переместить в следующий интервал и произвести закачку жидкости с песком в течение 20-25 мин и т.д. (при перемещении перфоратора подачу песка прекратить, давление на устье снизить на 5.0-10,0 МПа с целью снижения напряжений на колонну НКТ). При наличии в скважине второй колонны (дополнительной колонны, летучки) время закачки жидкости с песком увеличить на 20-25 мин в каждом интервале соответственно. 1, 3 - насосные агрегаты; 2 - пескосмесительный агрегат; 4 - водоподающий агрегат; 5 - автоцистерна; 6 - блок манифольдов; 7 - желобная емкость; 8 - скважина; 9 - нагнетательная линия Рисунок 15.4 - Технологическая схема обвязки наземного оборудования при ГПП Если в процессе перфорации для очередной установки перфоратора в новом интервале необходимо поднять одну или несколько труб, то необходимо предварительно произвести прямую промывку в полуторократном объеме скважины. По окончании перфорации всех интервалов подачу песка прекратить, произвести прямую промывку в полуторократном объеме скважины и поднять перфоратор. 15.8 Расчет параметров процесса, количества материалов и спецтехники При гидропескоструйной перфорации количество отверстий, их диаметр и протяженность каналов в породе определяются по специальным методикам в зависимости от свойств пород, слагающих пласты. Расход жидкости и песка в единицу времени и продолжительность перфорации одного интервала также определяются по расчетным формулам в зависимости от диаметра насадки и протяженности создаваемого канала. Ниже приведен приближенный расчет необходимого количества спецтехники, жидкости и песка исходя из опытных данных. Диаметр насадки принят равным 4,5 мм. Исходные данные q = 0035 м /с (3,5 л/с) - расход жидкости с песком через насадку перфоратора; с = 0,00008 кг/ м3 (0,08 кг/л) - концентрация песка в жидкости; t = 20·60 = 1200 c - продолжительность закачки жидкости с песком при перфорации одного интервала; VНКТ = 0,003 м3 - объем 1 м погонной длины НКТ диаметром 73 мм; 3 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 77 из 154 Vэ = 0,0136 м3 - объем 1 м погонной длины эксплуатационной колонны диаметром 146 мм; Нт - глубина спуска колонны НКТ, м; Н - глубина искусственного забоя скважины, м; Vже - объем желобной емкости с промывочной жидкостью, м3. Порядок расчета а) Расход жидкости с песком в 1 с для одновременного создания n1 отверстий при перфорации одного интервала: q·n1=3,5n1 (л/с) б) Расход песка на создание одного цилиндрического отверстия: g=q·с·t=3,5·0,08·1200=336 (кг) в) Общий расход песка на создание n отверстий; Ст=ng=336·n (кг) г) Количество жидкости для вытеснения песка из колонны НКТ: VНКТ=1,5 VНКТ · Нт=0,0045 Нт (м3) д) Количество жидкости для удаления шарика клапана перфоратора: Vш=1,5 VНКТ · Нт =0,0045Нт (м3) е) Количество жидкости глушения для замены жидкости в скважине после перфорации: Vж.г.= Vэ · Н =0,0136Н (м3) ж) Число насосных агрегатов для закачки песчано-жидкостной смеси определять по формуле (15.1): qn1 1, q ан nан = (15.1) где q ан - производительность насосного агрегата при заданном давлении. Как правило, значение qn1 1 , поэтому практически в условиях ОАО «Татнефть» при q ан проведении процесса перфорации участвуют три насосных агрегата. з) Число водоподающих насосных агрегатов определять по формуле (15.2): nвпа = qn1 , (15.2) q впа где qвпа - максимальная производительность насосного агрегата. Как правило, значение qn1 1 , поэтому в процессе участвует один водоподающий qвпа насосный агрегат. и) Число автоцистерн с промывочной жидкостью (когда жидкость глушения и жидкостьпесконоситель - пластовая вода), участвующих в процессе определять по формуле (15.3): (V Vжг ) Vж nац ш , (15.3) g ац где gац - объем емкости автоцистерны, м3; Vж - объем желобной системы, м3. к) Число рейсов автоцистерны для заполнения желобной емкости определять по формуле (15.4): Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 78 из 154 nр Vж , g ац (15.4) л) Число пескосмесительных агрегатов ( nпа ) определять из двух условий: Из условия обеспечения заданного расхода жидкости с песком по формуле (15.5): qn nпа 1 , (15.5) qпа где q па - максимальная производительность насоса пескосмесительного агрегата. Как правило, насос агрегата всегда обеспечивает заданный расход жидкости с песком. Из условия грузоподъемности агрегата при транспортировке песка по формуле (15.6) C nпа T , (15.6) g па где g па - емкость бункера агрегата для песка, м3. Как правило, на проведение ГПП в одной скважине расходуется от 3 до 10 т песка. Поэтому в процессе ГПП принимает участие один пескосмесительный агрегат. 15.9 Проведение процесса 15.9.1 Сборка устьевого оборудования 15.9.1.1 Установить на устье скважины сальниковое устройство. 15.9.1.2 Навернуть на верхнюю НКТ патрубок с быстросъемным соединением, на который, в свою очередь, навернуть кран высокого давления и шарнирное соединение (специальную головку). 15.9.2 Расстановка и обвязка спецтехники: - блока манифольдов с устьем скважины; - насосных агрегатов с блоком манифольдов; - пескосмесителя с насосными агрегатами; - пескосмесителя с насосным агрегатом, подающим воду (водоподающим агрегатом); - водоподающего агрегата с желобной емкостью. 15.9.3 Опрессовка нагнетательных линий от агрегатов до крана высокого давления на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ. Открыть кран высокого давления. 15.9.4 Восстановление циркуляции. 15.9.5 Спуск шарика клапана гидроперфоратора Закачкой технологической жидкости в НКТ убедиться в посадке шарика в седло клапана перфоратора по возрастанию давления нагнетания. 15.9.6 Гидропескоструйная перфорация 15.9.6.1 Включить шнек пескосмесительного агрегата для подачи песка и произвести гидропескоструйную перфорацию в первом интервале (в течение 40-45 мин). Прекратив подачу песка и снизив давление на устье на 5,0-10,0 МПа (с целью снижения напряжений на колонну НКТ), переместить перфоратор в следующий интервал и произвести перфорацию в течение 20-25 мин и т.д. П р и м е ч а н и е - С учетом опыта проведения ГПП в скважинах ОАО «Татнефть» проводить перфорацию более пяти интервалов не рекомендуется, т.к. сопла перфоратора получают повышенный абразивный износ и не обеспечивают необходимых параметров перфорации колонны. Если интервалов перфорации более пяти, то для дальнейшего проведения ГПП необходимо поменять гидроперфоратор. 15.9.6.2 По окончании перфорации прекратить подачу песка и, продолжая закачку жидкости в НКТ, произвести прямую промывку в полуторократном объеме скважины. Остановить все насосы. Разобрать обвязку спецтехники. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 79 из 154 16 ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ РЕМОНТА СКВАЖИН (КАБЕЛЬНОКАНАТНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ) 16.1 Экспресс-методы ремонта скважин включают: - обследование забоя скважины торцовыми (плоскими) печатями; - шаблонирование ствола скважины шаблонами; - определение глубины забоя ГК, ЛМ; - доставка тампонирующих материалов в заданный интервал желонками; - технологические операции с применением пакеров на кабеле (канате); - перфорация (кумулятивная, сверлильная); - очистка стенок эксплуатационных колонн и НКТ скребками, ершами и др.; - отрезание НКТ и эксплуатационных колонн труборезками; - торпедирование НКТ; - посадка и снятие пакеров; - очистка ствола скважины с применением шламоуловителей, магнитов, пауков; - извлечение приборов и других кабельно-канатных устройств ловителями, крючками. 16.2 Подготовительные работы - рабочую площадку у устья скважины, приемные мостки и подходы к устью очистить от грязи и нефти и освободить от посторонних предметов; - для установки подъемника подготовить площадку. Подъемник установить с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с соблюдением следующих условий: а) плоскость вращения направляющего ролика для пропуска кабеля, укрепленного на устьевом фланце или лубрикаторе, должна быть перпендикулярна оси барабана лебедки и проходить через его середину, что обеспечивает правильную укладку кабеля на барабан лебедки и предотвращает его соскакивание с ролика при работе; б) после установки подъемник должен быть надежно зафиксирован ручным тормозом и подкладыванием клиновых упоров под задние колеса со стороны скважины; - подъемник должен быть заземлен на контур заземления гибким медным проводом сечением не менее 25 мм2. 16.3 Технология проведения работ 16.3.1 Спуск и подъем печатей производить со скоростью не более 2 м/с, шаблонов не более 1,5 м/с, желонок - не более 1 м/с. 16.3.2 При прохождении мест повреждения колонны, перехода труб с одного диаметра на другой, интервалов перфорации спуск и подъем производить со скоростью не более 0,5 м/с. 16.3.3 Спуск оборудования в скважину производить равномерно, без рывков и ослабления каната во избежание его перехлестывания и образования «жучков». 16.3.4 Во время спуск-подъема оборудования в скважину и из скважины не допускать натяжение и ослабление кабеля (каната). 16.3.5 В целях предупреждения прихвата спускаемого оборудования: - размеры печатей (гудроновых и свинцовых) подбирать согласно таблице 6.1; - при медленном продвижении с задержкой шаблона, печати, желонки, исследовательских приборов и т.д. по эксплуатационной колонне или остановке в любом интервале необходимо произвести подъем, «долбление» недопустимо; - при подходе спускаемого оборудования к предполагаемому забою необходимо снизить скорость спуска до 0,1 м/с, чтобы не допустить перепуска кабеля (каната) и его перехлестывания. 16.3.6 До установки цементного моста или засыпки песка шаблонировку эксплуатационной колонны произвести собранной, но незаполненной тампонирующим или другим мате- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 80 из 154 риалом, желонкой. 16.3.7 Подъем оборудования необходимо начинать со скоростью не более 0,1 м/с. После появления над устьем скважины предупредительных меток во избежание удара оборудования об устье или ролик и обрыва кабеля скорость подъема должна быть снижена: после появления первой метки не более 0,8 м/с, а после второй - не более 0,1 м/с; видимые метки должны быть установлены в 50 м и от 3 до 5 м от кабельного наконечника. 16.3.8 Каротажный кабель должен быть в исправном состоянии. Для этого необходимо периодически проверять целостность кабеля и надежность его изоляции. Сопротивление изоляции кабеля и соединительных проводов измерять мегаомметром. 16.3.9 В случае прихвата скважинного оборудования его освобождение производить расхаживанием без рывков. При расхаживании необходимо помнить, что в месте крепления кабеля к наконечнику делают ослабленное сечение, которое должно выдерживать не менее 1/2, но не более 2/3 разрывного усилия кабеля. Для кабеля марки КГ-1-55-90 - разрывное усилие 6 т. 16.3.10 На конце кабеля должна быть головка, позволяющая кабелю свободно вращаться вокруг своей оси. 16.3.11 Любое оборудование, спускаемое на кабеле (канате), должно быть оснащено головкой под стандартный ловильный инструмент. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 81 из 154 17 РЕМОНТ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ГИБКИХ ТРУБ Работы должны производиться согласно РД 153-39.0-462-06 [24]. 17.1 Оборудование и инструмент 17.1.1 Инжекторная головка для ввода в скважину гибкой трубы 17.1.2 Барабан, на который наматывается гибкая труба 17.1.3 Превенторный блок, который включает: - превентор с глухими плашками; - превентор с однонаправленными скользящими плашками, позволяющими при необходимости подвесить на них колонну гибких труб; - превентор с трубными плашками. 17.1.4 Тройник с отводом для создания циркуляции или подключения выкидной линии (устанавливается ниже превенторного блока). 17.1.5 Гидравлическая силовая установка 17.1.6 Насосный агрегат 17.1.7 Пульт управления 17.1.8 Емкости для технологических жидкостей 17.1.9 Переводник для подсоединения скважинного инструмента к колонне гибких труб 17.1.10 Комплект инструмента в зависимости от вида проводимых работ 17.2 Подготовительные работы 17.2.1 На устье скважины необходимо подготовить площадку для безопасного ведения работ. 17.2.2 Установить на колонный фланец тройник, блок превенторов и инжекторную головку. Инжекторная головка стабилизируется с помощью четырех телескопических опор и домкратной стойки и закрепляется не менее чем тремя цепями. 17.2.3 Установить и сориентировать относительно скважины барабан с гибкой трубой, силовую установку, пульт управления, насосный блок, емкости и другое оборудование. Все оборудование должно быть оснащено мостками и трапами для обеспечения безопасного обслуживания. 17.3 Технологические операции 17.3.1 Для сверки с показаниями глубиномера при извлечении гибкой трубы из скважины на расстоянии 100 м от конца гибкой трубы должна быть нанесена реперная «метка глубины». 17.3.2 Открыть превентор, инструмент на гибкой трубе с циркуляцией промывочной жидкости спустить в скважину без резких остановок и торможений. 17.3.3 Для герметизации устья при проведении работ под давлением использовать райзер или лубрикатор, рассчитанный на соответствующее давление. 17.3.4 Дальнейшие работы в зависимости от вида производить согласно соответствующему разделу настоящего Регламента или соответствующих инструкций по технологиям. 17.3.5 При выполнении технологических операций в добывающих скважинах по межтрубью не допускается использование насадок большего диаметра, чем сама гибкая труба. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 82 из 154 18 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Способ освоения скважин зависит от геолого-технических характеристик скважины, пластового давления, дебита и т.д., а также вида произведенного капитального ремонта и должен определяться геологической службой заказчика. Скважины, в которых производились работы с тампонированием (водоизоляционные работы, герметизация нарушений эксплуатационной колонны, наращивание цементного камня за эксплуатационной колонной, установка цементных мостов и др.) необходимо очистить от цементной корки, промыть облагороженной жидкостью и освоить до получения стабильного притока продукции постоянной минерализации для определения типоразмера скважинного насоса. Освоение может производиться свабом, азотным компрессором, бустерной установкой, эжекторным устройством УЭГИС и т.д. Скважины, в которых производились работы по стимуляции, необходимо промыть от продуктов реакции и освоить свабом, азотным компрессором, бустерной установкой, эжекторным устройством УЭГИС или скважинными насосами. П р и м е ч а н и е - После ГРП освоение азотным компрессором не допускается. При освоении скважин на месторождениях, содержащих сероводород, необходимо иметь запас жидкости глушения, обработанной нейтрализатором сероводорода соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины. 18.1 Замена скважинной жидкости на более легкую Если величина текущего пластового давления выше гидростатического, то для вызова притока скважинную жидкость необходимо постепенно заменить жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в трубное или межтрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 400 кг/м3. С целью уменьшения вредного воздействия закачиваемой воды на коллектор пласта в нее добавляется ПАВ. Замену производить через спущенную в скважину колонну НКТ при загерметизированном устье для предотвращения выбросов и фонтанных проявлений. 18.2 Свабирование Для эффективного ведения процесса свабирования требуется качественная, тщательно прошаблонированная колонна НКТ. Свабирование допускается производить с отсечением ствола пакером, устанавливаемым от 5 до 15 м выше кровли верхнего продуктивного пласта, при опробовании пластов с негерметичной эксплуатационной колонной. При свабировании сваб (поршень) спускается на канате в НКТ. Жидкость при этом перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты сваба прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем сваб выносит столб жидкости, определяемый глубиной его погружения под уровень жидкости и скоростью подъема. При малой скорости подъема сваба утечки жидкости между ним и НКТ становятся значительными, и «коэффициент подачи сваба» существенно снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости на устье скважины. Глубина погружения сваба под уровень жидкости ограничена, как правило, прочностью применяемых манжет и обычно не превышает 400 м для резино-металлического сваба, 600 м - для металлического сваба плашечного типа. Свабирование должно производиться согласно плану (Приложение 25), по окончании процесса должен быть составлен акт об окончании свабирования (Приложение 26). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 83 из 154 18.3 Компрессорный способ освоения Способ с закачкой инертного газа безопасен и позволяет быстро создать значительные депрессии на пласт, что важно, кроме того, для эффективной очистки призабойной зоны скважины. При вызове притока из пласта снижением уровня жидкости закачкой в скважину азота необходимо спустить колонну НКТ с пусковыми муфтами, количество и глубина установки которых, а также глубина спуска НКТ, должна определяться геологическими службами заказчика и подрядчика. Устье загерметизировать, к затрубной задвижке через клапан М40М2(3) закрепить нагнетательную линию от передвижного азотного компрессора. Выкидную линию направить в желобную, при этом жестко закрепить к желобной и штопору, завернутому возле устья. Допускается выкидную линию направлять в приемный амбар, жестко закрепив при этом к двум штопорам, завернутым возле устья и амбара. Освоение должно производиться с непрерывным контролем параметров процесса при загерметизированном устье скважины. При нагнетании азота жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до низа НКТ или до пусковой муфты. Газ, попадая в НКТ, снижает плотность находящейся в колонне жидкости, снижая при этом давление на забое скважины. Регулируя расход газа, можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, и, следовательно, давление на забое, при снижении которого ниже пластового начинается приток. После получения устойчивого притока скважину необходимо перевести на стационарный режим работы. 18.4 Освоение скважин закачкой газированной (аэрированной) жидкости Освоение скважин закачкой газированной жидкости заключается в том, что в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расхода закачиваемого газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Для такого освоения используется бустерный агрегат. При нагнетании в скважину газожидкостная смесь (ГЖС) движется сверху-вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. 18.5 Освоение скважинными насосами На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидается фонтанных проявлений, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШГН или ЭЦН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление плавно уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта. Метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от загрязнений. 18.6 Желонирование Желонирование - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на канате с помощью лебедки. Разработаны современные устройства и приемы работ, обеспечивающие ведение процесса подъема жидкости из скважин при загерметизированном устье. Производительность желонирования мала по сравнению с другими способами подъема жидкости, однако применение способа не зависит от вязкости поднимаемой жидкости, поэтому Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 84 из 154 может быть эффективно использован при извлечении из ствола скважин высоковязких эмульсий на месторождениях высоковязких нефтей. Среди перспективных методов освоения можно отметить гидросвабирование, освоение струйными насосами, освоение импульсными методами воздействия на пласт, основанными на эффекте многократной имплозии. 18.7 Технология применения эжекторного устройства УЭГИС Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин УЭГИС предназначено для освоения, геофизических и гидродинамических исследований скважин и интенсификации притока из пласта. Струйные насосы типа УЭГИС приводятся в действие нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами типа ЦА-320, 4АН-700 и т.д. в НКТ с дальнейшим выходом рабочей жидкости и откаченным пластовым флюидом в межтрубное пространство. Насосы работают в паре с установленным ниже них пакером. Депрессия на пласт создается только в подпакерной зоне - по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление. УЭГИС позволяет закачивать в пласт жидкие реагенты, проводить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пластов ультразвуковым генератором и перфорацию малогабаритными перфораторами во время работы струйного насоса, проводить измерение гидродинамических параметров пласта. Технологический процесс обеспечивает повышение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин вследствие очистки ПЗП, увеличения проницаемости прискважинной зоны пластов-коллекторов, а также сокращение сроков освоения законченных бурением скважин. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 85 из 154 19 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН 19.1 Общие требования 19.1.1 Работники, привлекаемые к ведению работ по текущему и капитальному ремонту скважин, должны пройти подготовку и аттестацию в соответствии с требованиями РД 03-444-02 [26]. 19.1.2 Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и специалисты должны пройти проверку знаний требований нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны труда. 19.1.3 Подготовка и аттестация по вопросам промышленной безопасности рабочих основных профессий осуществляется в порядке, установленном Ростехнадзором. 19.1.4 К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель. 19.1.5 Бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин должны вести «Журнал проверки состояния условий труда», в котором ИТР и уполномоченные по охране труда и технике безопасности должны записывать результаты плановых и внеочередных проверок состояния охраны труда, а также мероприятия и ответственных по устранению выявленных нарушений. 19.1.6 Несчастные случаи, происшедшие на рабочем месте, должны быть расследованы в установленном порядке согласно статье 229 «Трудового кодекса РФ» [35]. 19.1.7 Ремонт скважины на кусте без остановки соседней допускается при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств согласно «Технических условий на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин» [33], «Положения о порядке организации одновременного ведения работ по бурению, освоению, вскрытию дополнительных продуктивных отложений, эксплуатации и ремонту скважин на кустовой площадке» [41] и «Инструкции по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте » [42]. 19.1.8 Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом схемы расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов радиусом не менее 30 м, а в зимнее время - очищена от снега и льда. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены. 19.1.9 Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов необходимо сооружать с учетом категории грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагать по оси агрегата при расположении кабины с наветренной стороны с учетом розы ветров. 19.1.10 Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями. 19.1.11 Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации. 19.1.12 Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводовизготовителей с рекомендациями об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все приРегламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 86 из 154 меняемые подъемные агрегаты должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередного освидетельствования. 190.1.13 Техническое состояние подъемных агрегатов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих нормативных документов и нормам на их изготовление. 19.1.14 Освещенность рабочих мест и территория ремонтируемой скважины должна соответствовать ПБ 08-624-03 [27], требованиям санитарных норм и правил. При проведении работ по текущему и капитальному ремонту скважин освещенность рабочих мест должна быть не менее: - устье скважины - 100 лк; - лебедка - 75 лк; - люлька верхового рабочего - 25 лк; - приемные мостки - 10 лк; - кабеленаматыватель - 15 лк; - шкалы КИП - 50 лк; - площадки для производства погрузочно-разгрузочных работ - 10 лк. 19.1.15 Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005 (углеводороды предельные C1-С10 в пересчете на С-300 мг/м3, сероводород в смеси с углеводородами C1-C5 - 3 мг/м3) [37]. Анализ воздуха рабочей зоны на содержание нефтяных паров и газов должен проводиться перед началом ремонтных работ на устье скважины после глушения и в процессе ремонта после вскрытия новых пластов и перед проведением огневых работ на устье скважины. На скважинах, в продукции которых содержится или не исключена возможность появления сероводорода, анализ должен проводиться ежесменно. Все анализы должны проводиться с записью в журнале «Контроль воздуха на содержание сероводорода». Для проведения анализов могут быть использованы приборы АМ-5, АНКАТ и др. 19.1.16 К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 21 года, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ. 19.1.17 Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне. 19.1.18 На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводородосодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации. 19.1.19 К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Управление скважиной при нефтегазоводопроявлениях». 19.2 Требования безопасности при переезде бригад 19.2.1 Перед переездом на скважину мастер должен проверить трассу передвижения, определить опасные участки на пути движения, при необходимости принять меры по очистке снега или неровностей, составить и согласовать с представителем заказчика маршрут переезда и ознакомить с ней под роспись всех участников движения. 19.2.2 Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортное положение и закреплены. 19.2.3 При буксировании грузов на санях, гусеничных прицепах и других транспортРегламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 87 из 154 ных средствах должны использоваться жесткие сцепки длиной от 2,5 м до 4,0 м. 19.2.4 Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках саней, на грузах, передвижных будках запрещается. 19.2.5 Уклон трассы при перевозке грузов должен быть плавным. Боковой уклон не должен превышать 10°. 19.2.6 Переезд передвижных агрегатов через замерзшие реки и другие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление, допускаемые к переездам виды транспорта и скорости движения, при отсутствии тумана, поземки, снегопада. 19.2.7 Движение по снежной целине разрешается только по уточненной трассе и по направлению выставленных знаков (вех). 19.2.8 При движении агрегатов по дорогам (магистралям) необходимо руководствоваться требованиями правил дорожного движения. 19.2.9 Крупногабаритное оборудование и механизмы по дорогам (магистралям) должны транспортироваться в сопровождении службы безопасности дорожного движения. 19.3 Требования безопасности при подготовительных работах 19.3.1 Перед разборкой устьевой арматуры давление в трубном и межтрубном пространствах должно быть постепенно снижено до атмосферного. 19.3.2 Перед ремонтом скважины, оборудованной штанговым насосом головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и установка канатной подвески должны производиться с использованием специальных механизмов, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки. 19.3.3 Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными электронасосами, необходимо обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки при пробном протягивании кабеля через ролик в обе стороны. Кабельный ролик должен быть закреплен к ноге или поясу подъемного агрегата с помощью специального хомута и застрахован стальным тросом диаметром не менее 12 мм. 19.3.4 Перед глушением скважины нагнетательная линия должна быть испытана при давлении, равном полуторократному ожидаемому давлению, предусмотренному планом работ. Находиться при этом в опасной зоне запрещается. При появлении утечек работы по их устранению должны выполняться только после остановки насосного агрегата и снижения давления в линии до атмосферного. 19.3.5 Стеллажи и приемные мостки должны устанавливаться с уклоном не более 1:25. 19.3.6 Резка стальных канатов должна производиться при помощи специальных приспособлений и в защитных очках. 19.4 Требования безопасности при монтаже и демонтаже подъемных агрегатов 19.4.1 Перед монтажом подъемного агрегата мастером должно быть проверено состояние агрегата, при этом особое внимание необходимо уделить состоянию мачты, талевой системы, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию кронблока и его крепления. 19.4.2 Подъемный агрегат на скважине должен быть установлен так, чтобы было обеспечено беспрепятственное управление им, наблюдение за работающими на устье скважины и движением талевого блока. 19.4.3 Подъемные агрегаты (кроме безоттяжечных) должны укрепляться оттяжками из стальных канатов, при этом оттяжки не должны пересекать дороги, линии электропередач, находящиеся под напряжением, и переходные площадки. Оттяжки должны закрепляться за штопора длиной не менее 1,8 м. Заворот штопоров должен производиться согласно «ТехниРегламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 88 из 154 ческим условиям на монтаж передвижных агрегатов» [33]. Не допускается заворот штопоров в насыпной грунт. 19.4.4 Мачта агрегата должна быть отцентрирована относительно оси скважины. 19.4.5 Насосные агрегаты должны устанавливаться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами и другой спецтехникой должно быть не менее 1 м. 19.4.6 Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными клапанами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного клапана на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. 19.5 Требования безопасности при гидравлическом разрыве пласта и гидропескоструйной перфорации 19.5.1 При проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП) рабочее давление превышает допустимое на эксплуатационную колонну, поэтому работы должны производиться только после установки пакера и гидроиспытания его на герметичность. 19.5.2 Обвязка блока манифольдов с агрегатами и устьевой арматурой должна производиться при помощи специальных труб и шарнирных соединений высокого давления, предусмотренных в комплекте агрегатов и блока манифольдов. Нагнетательная линия должна быть уложена на деревянные подкладки. В местах поворота должны устанавливаться шарнирные соединения, в которых после обвязки не должно быть напряженного состояния. 19.5.3 Процессы ГРП и ГПП должны проводиться под руководством ответственного ИТР. Для руководства процессом должна быть обеспечена громкая или радиосвязь. Все участники процесса ГРП или ГПП должны быть проинструктированы с записью в журнале по безопасному ведению процесса. 19.5.4 Для замера и регистрации давления к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, выведенные на станцию управления. 19.5.5 Нагнетательные линии от агрегатов до устья скважины перед началом работ должны быть испытаны давлением, равным 1,25 ожидаемому максимальному давлению. Запрещается при испытании нагнетательной линии находиться в опасной зоне. 19.5.6 В зимнее время после временной остановки работ пробной прокачкой жидкости необходимо убедиться в отсутствии ледяных пробок в нагнетательной линии. 19.5.7 Перед проведением работ по гидроразрыву пласта необходимо проверить состояние резиновых уплотнений быстросъемных соединений труб высокого давления для своевременного предупреждения утечек углеводородной жидкости на землю. 19.5.8 При приготовлении жидкости гидроразрыва на углеводородной основе необходимо принять меры предосторожности как при работе с углеводородными жидкостями. 19.5.9 При приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей пользование открытым огнем, пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах, пребывание посторонних людей. 19.5.10 Транспортирование жидкостей на углеводородной основе должно производиться автоцистернами, оборудованными для перевозки нефтепродуктов и оснащенными средствами пожаротушения и заземлителями. 19.5.11 Жидкости гидроразрыва, как и углеводородное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела их необходимо удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мылом. 19.5.12 Сухие полимерные добавки, которые вводятся в жидкость гидроразрыва на углеводородной основе, не относятся к токсичным и пожароопасным веществам, однако при работе с ними нельзя допускать попадания их в глаза, на кожу рук, органы дыхания, для чего Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 89 из 154 необходимо пользоваться защитными очками, резиновыми перчатками, респиратором. 19.5.13 Требования безопасности при размещении, хранении, транспортировании исходных компонентов жидкости гидроразрыва изложены в действующих стандартах и технических условиях на применяемое оборудование и материалы. 19.6 Требования безопасности при спускоподъемных операциях 19.6.1 При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен располагаться на высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки. 19.6.2 Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната с целью предотвращения его скручивания. 19.6.3 На устье скважины, при ремонте которой возможны нефтегазоводопроявления, до начала ремонта должно быть установлено противовыбросовое оборудование. 19.6.4 Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания штанг и труб должны устанавливаться на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма. 19.6.5 При отвинчивании полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен прикрепляться к штанговому элеватору. 19.6.6 В случае заклинивания плунжера штангового глубинного насоса насосные штанги должны отвинчиваться только безопасным круговым ключом. 19.6.7 Во время спускоподъемных операций запрещается иметь на рабочей площадке элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб и лишнее оборудование и инструмент. 19.6.8 Перед началом спускоподъемных операций должна быть проверена исправность затвора (защелки) элеватора. Запрещается проводить спускоподъемные операции с неисправным индикатором веса и пишущим прибором. 19.6.9 Запрещается для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску. 19.6.10 Отвинченная труба должна подниматься только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты за счет сил упругости пружины крюкоблока. Запрещается проводить спускоподъемные операции с неисправной пружиной (слом, вытяжка). 19.6.11 При подъеме НКТ не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб. 19.6.12 При спускоподъемных операциях лебедку подъемного агрегата необходимо включать и выключать только по сигналу бурильщика (оператора). 19.6.13 При проведении спускоподъемных операций запрещается оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе независимо от их продолжительности. 19.6.14 Если в процессе подъема оборудования наблюдается нефтегазоводопроявление, то подъем оборудования должен быть прекращен, устье загерметизировано, замерено устьевое давление и произведено повторное глушение скважины. 19.6.15 При обнаружении прихвата в процессе подъема НКТ или другого скважинного оборудования подъем должен быть прекращен до выяснения возможных причин, после чего произведена ликвидация осложнения по специальному плану. 19.6.16 При опускании трубы на желоб мостков ниппель должен устанавливаться на скользящую подкладку (тележку, лоток и др.) или на ниппель должно быть навернуто предохранительное кольцо. 19.6.17 При подъеме НКТ с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую площадку. Жидкость, вытекающая из поднятых труб, должна направляться в специальную емкость. Подъем должен производиться с постоянным доливом технологической жидкости с целью предупреждения нефтегазоводоРегламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 90 из 154 проявления. 19.6.18 Укладка штанг на мостки и подъем с них допускается только по одной штанге. 19.6.19 При подъеме труб с мостков не допускается их раскачивание, удары о подъемный агрегат, станок-качалку и другое оборудование. 19.6.20 При свинчивании труб для предотвращения вращения колонны на муфте должен быть установлен контрключ. 19.6.21 Спускоподъемные операции при скорости ветра 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то необходимо руководствоваться паспортной величиной. При подъеме труб необходимо обеспечивать непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. Нельзя допускать разницу между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м3. Скорость подъема и спуска НКТ и скважинного оборудования с закрытым проходным сечением (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) должна быть не более 0,25 м/с, а в интервалах набора кривизны и уменьшения сечения - не более 0,1 м/с. При перерывах в работе в скважинах с открытым интервалом перфорации и независимо от их продолжительности запрещается оставлять устье незагерметизированным. 19.6.22 Во время подъема (спуска) НКТ рабочий персонал должен находиться в безопасной зоне. 19.6.23 Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов необходимо проводить в строгом соответствии с действующими правилами. Работы должна выполнять противофонтанная военизированная служба. 19.7 Требования безопасности при ликвидации осложнений в скважинах 19.7.1 Работы по ликвидации осложнений в скважине должны проводиться по утвержденному плану под непосредственным руководством технолога или мастера по сложным работам и при участии мастера капитального ремонта скважин. 19.7.2 Члены бригады перед ликвидацией осложнения должны быть проинструктированы по безопасному ведению данной работы. 19.7.3 Перед производством ловильных и других работ, связанных с приложением повышенных нагрузок на подъемный агрегат, должен быть производен осмотр талевой системы и тормоза лебедки, состояния основания мачты, штопоров и оттяжек. При проведении этих работ рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место. 19.7.4 Все спускоподъемные операции, ловильные и работы, связанные с расхаживанием инструмента, должны производиться с применением штропов и элеваторов соответствующей грузоподъемности. 19.7.5 Раскрепление бурильных труб после фрезерования аварийного оборудования должно производиться с помощью машинных ключей, подвешенных на специальной подвеске с помощью стального каната диаметром не менее 15 мм и применением безопасной разрывной муфты. 19.7.6 При применении ротора для вращения инструмента последний должен быть установлен на твердом основании и надежно закреплен, чтобы исключить его смещение во время работы. 19.7.7 Запрещается вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб независимо от глубины скважины с неисправным индикатором веса. При расхаживании и подъеме труб необходимо вести наблюдение за показаниями индикатора веса, нагрузка на крюке при этом не должна превышать грузоподъемность применяемого оборудования. В противном случае необходимо применять гидравлические домкраты. 19.7.8 Запрещается при использовании гидравлических домкратов производить одноРегламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 91 из 154 временную натяжку труб при помощи домкрата и лебедки. 19.7.9 После проведения работ по ликвидации осложнения должно быть проверено состояние оборудования и подъемного агрегата и результаты проверки оформлены актом. 19.7.10 Запрещается производить работы по ремонту ловильного инструмента над устьем скважины. 19.8 Требования безопасности при химических методах воздействия на призабойную зону пласта 19.8.1 Члены бригады должны быть проинструктированы с записью в журнале по безопасному ведению работ. 19.8.2 Члены бригады должны быть обеспечены спецодеждой, защитными очками и перчатками. 19.8.3 Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам предстоящей операции. 19.8.4 На нагнетательной линии должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - манометр. 19.8.5 После обвязки агрегата (кислотовоза) с устьем скважины до закачки кислоты закачкой технологической жидкости должна быть произведена опрессовка нагнетательной линии на полуторократное давление от максимального рабочего, предусмотренного планом работ. 19.8.6 Все емкости для хранения реагентов должны быть установлены на специально оборудованной базе на расстоянии не менее 1 м один от другого. 19.8.7 Соединение автоцистерны с емкостью должно производиться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленный в нижней части емкости. 19.8.8 При проведении закачки кислоты в темное время суток должна быть обеспечена освещенность в соответствии с санитарными нормами согласно п. 19.1.14. 19.8.9 Перед разборкой нагнетательной линии давление в ней должно быть снижено до атмосферного. 19.8.10 Разлитая кислота должна быть нейтрализована мелом, продукты реакции утилизированы. 19.9 Электробезопасность 19.9.1 В станциях управления скважин должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования ремонтной бригады при производстве работ на скважине. Все работы, связанные с подключением, профилактикой и ремонтом электрооборудования должны производиться электротехническим персоналом. 19.9.2 Все оборудование, которое может оказаться под напряжением, должно быть отдельно заземлено согласно ПУЭ «Правил устройства электроустановок» [29]. 19.9.3 Светильники на устье скважины должны быть взрывозащищенного исполнения, в культбудке, инструментальной будке и распределительном устройстве - закрытого исполнения. 19.9.4 Электрические кабели должны подвешиваться на тросовой подвеске на высоте не менее 3,5 м, либо снабжаться предупреждающими знаками «Высокое напряжение!». Укладка кабелей по земле без защиты от механических повреждений не допускается. 19.9.5 Передвижное распределительное устройство (РУ) должно устанавливаться на расстоянии не менее 12 м от устья скважины на ровном месте, на щите должен быть вывешен знак «Высокое напряжение!». 19.9.6 Измерение сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки, другие профилактические и ремонтные работы должны производиться только после полного снятия Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 92 из 154 напряжения. 19.9.7 Измерение мегаомметром и снятие остаточного заряда должно производиться в диэлектрических перчатках. 19.10 Противопожарная безопасность 19.10.1 При организации ремонтных работ необходимо соблюдать требования ППБ-01-03 «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» [30] или ППБО-11685 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности [31]. 19.10.2 Члены бригады должны знать правила противопожарной безопасности, местонахождение противопожарного инвентаря, свои обязанности при возникновении пожара и номер телефона пожарной части. 19.10.3 Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а спецтранспорт для перевозки нефтепродуктов - средствами пожаротушения. 19.10.4 Не допускается замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти. 19.10.5 Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химреагентов, используемых для ремонта скважин. 19.10.6 При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную часть и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися на скважине средствами пожаротушения. 19.10.7 Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения». 19.11 Охрана окружающей среды 19.11.1 Все работы по ремонту скважин должны производиться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ. 19.11.2 Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважины (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе проведения работ. 19.11.3 Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель. 19.11.4 Все завозимые на скважину химреагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару и храниться в условиях, предохраняющих от попадания в них осадков и размыва их по территории скважины. 19.11.5 Для предотвращения загрязнения почвы, водоемов и атмосферного воздуха технологическими жидкостями, тампонирующими материалами, химреагентами, продукцией скважины и т.д. должны быть произведены: - гидроизоляция приемного амбара и стоков к нему до начала работ; - герметизация емкостей, предназначенных для хранения, перевозки ГСМ, химреагентов и т.д. и проведения технологических операций; - герметизация всех соединений и опрессовка нагнетательных линий на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ, для исключения утечек при проведении операций; - промывка оборудования и линий обвязки от остатков различных жидкостей в желобную емкость по окончании операций; - очистка территории скважины от загрязнения по окончании операций и ремонта в целом. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 93 из 154 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Правила ведения ремонтных работ [Текст]: РД 153-39-023-97: утв. ОАО «НПО «Бурение» ВНИИКРнефть, Краснодар, 1997. Устройство для установки металлических пластырей в колонне обсадных труб по интегральной схеме типа Д-1И. Техническое описание [Текст]: Д-1И 00.00.000 ТО: С.А. Рябоконь, В.И. Мишин, О.А. Ледяшов и др.- Краснодар. Инструкция по эксплуатации забойного домкрата [Текст]: РД 39-0147585-167-98: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.98. -К.М. Гарифов и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 1998. - 23 с. Инструкция по технологии отключения обводнившихся пластов извлекаемыми летучками [Текст]: РД 39-0147585-196-99: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.99. Издание 2-ое (исправленное) / К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма. 1999. - 10 с. Инструкция по технологии восстановления герметичности эксплуатационных колонн с помощью профильных перекрывателей [Текст]: РД 39-0147585-204-99: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.99. - Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, А.Г. Зайнуллин и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 1999. – 25 с. Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.0-525-07: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.09.2007. - Ф.Ф. Ахмадишин, И.Г.Юсупов, Р.И.Катеев, Т.М. Габбасов, С.И. Амерханова и др.// ТатНИПИнефть.-Бугульма, 2007. 93 с. «Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальных технологий» [Текст]: РД 39-0147585-21400: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2001. - И.Г. Юсупов, Р.Т. Фазлыев, Р.Р. Ибатуллин и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2000. - 147 с. «Методические указания по технологии проведения и обработке результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин» [Текст]: РД 39-0147585-233-01: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2001. - Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов // ТатНИПИнефть, Бугульма, 2001. - 20 с. Техника и технология цементирования дополнительных колонн [Текст]: РД 153-39.1-27602: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2003. - Р.З. Зиятдинов, З.Р. Салахова, Р.Н. Тарасова // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2002. - 24 с. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.1-252-02: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 20.06.2002. -В.М. Валовский и др. // ОАО «Татнефть», 2002. - 233 с. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.1-241-02: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.02.2002.- В.М. Валовский и др. // ОАО «Татнефть», 2002. - 202 с. Инструкция по эксплуатации пакер-гильзы утв: ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.1301-03: ввод в действие с 01.01.2003.- К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов и др. // ТатНИПИнефть, Бугульма. 1996. - 19 с. Методические рекомендации по ремонту эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.1-332-03: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2003.- И.Х. Махмутов, Р.Р. Кадыров, А.Х. Кадыров и др. // ТатНИПИнефть, Бугульма - 2003. - 136 с. Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн с применением нецементируемых дополнительных колонн, в том числе безмуфтовых и пластиковых ДКН-Р-146 (168) [Текст]: РД 153-39.1-344-04: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2004.- Р.Г. Габдуллин, А.Н. Семенов, Р.З. Зиятдинов, Р.Н. Тарасова и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2004. - 26 с. Инструкция по технологии глушения и промывке нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов РД 153-39.0-381-05: утв. ОАО «Тат- Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 94 из 154 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 нефть»: ввод в действие с 01.01.2005. - Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Н.М. Мусабирова и др. // ТатНИПИнефть, 2001. Регламент по ликвидации аварий в скважинах [Текст]: РД 153-39.1-387-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2005.- И.Х. Махмутов, Р.Н. Тарасова // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2004. - 72 с. Регламент по контролю технического состояния эксплуатационных колонн [Текст]: РД 153-39.0-596-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 15.11.2008. - И.Х. Махмутов, Р.З. Зиятдинов, Р.Н. Тарасова и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2005. Техника и технология спуска и цементирования дополнительных колонн и летучек малого диаметра [Текст]: РД 153-39.0-599-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 15.11.2008. - И.Х. Махмутов, М.Ф. Асадуллин, Р.Н. Тарасова и др. // ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2004. - 35 с. Инструкция по выбору методов исследований при ремонте скважин [Текст]: РД 153-39.1-415-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 15.02.2006.- И.Х. Махмутов // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. – 88 с. Сборник типовых технологических процессов при ремонте скважин ОАО «Татнефть» (для бригад КРС) [Текст]: РД 153-39.1-407-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 15.02.2006. - И.Х. Махмутов, З.Р. Салахова, Р.З. Зиятдинов, Р.Н. Тарасова и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. - 147 с. Типовые технологические проекты на ликвидацию и консервацию скважин в системе ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.1-441-06: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 06.02.2006.- Р.Г. Габдуллин, А.С. Тимиров // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. - 36 с. Трубы насосно-компрессорные стеклопластиковые. Инструкция по эксплуатации [Текст]: РД 153-39.0-449-06: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 25.04.2006. - Л.В. Малыхина, И.И. Мутин, Т.В. Мазлова и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. - 42 с. Инструкция по эксплуатации технологических насосно-компрессорных труб / ООО «Самарская технологическая компания» [Текст]: РД 153-39.0-450-06: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 25.04.2006. Самара, 2004 г. - 45 с. Техника и технология ремонта скважин с использованием установок с гибкой трубой [Текст]: РД 153-39.0-462-06: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.07.2006.И.Х. Махмутов, М.Ф. Асадуллин, Р.Н. Тарасова и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2006. - 51 с. Положение о входном контроле обсадных труб в ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.0-504-07: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 05.03.2007.- В.В. Ахмадишин, Р.И. Катеев, Т.М. Габбасов и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 32 с. Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России [Текст]: РД 03-444-02: утв. постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.02 №21, рег. №3489 от 30.05.02 г Минюст России Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. / Серия 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: ПБ 08-624-03: утв.постановлением Госготехнадзора России от 05.06.03 № 56, Вып. 4 // Госгортехнадзор России НТЦ «Промышленная безопасность», 2003. - 306 с. Инструкция по технологиям гидравлического разрыва пластов [Текст]: РД 153-39.0-588-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008.- М.Х. Мусабиров, Д.Г. Денисов, В.А Криушкин,и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 44 с. ПУЭ «Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями». - 2007 г. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации [Текст]: ППБ-01-03: утв. Приказом №313 Мин. МЧС России от 18 июня 2003 г. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности [Текст]: ППБО-116-85: утв. первым заместителем министра нефтяной промышленности 25 ноября 1985 г. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 95 из 154 32 Положение о взаимоотношениях между управлениями по ПНП и КРС и нефтегазодобывающими управлениями ОАО «Татнефть» при выполнении работ по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов [Текст]: утв. Тахаутдинов Ш.Ф. 05.04.2002 г. 33 Технические условия на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин. - Альметьевск, 2000 34 Технологический регламент на проведение работ по технологии водоизоляционных работ в скважинах с применением водонабухающего полимера (ВНП).- Б.М. Курочкин // ОАО НПО «Буровая техника». - 2005. - 13 с. 35 Российская Федерация. Законы. Трудовой кодекс РФ / Москва, 2003. - С.109-113. 36 ГОСТ 633-80 «Трубы насосно - компрессорные и муфты к ним» [Текст]: Введ. 1989-01-01. - Госстандарт России: Изд-во Стандартинформ, 2006, 42 с. 37 ГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны [Текст]: - Введ. 1983-01-01. - Госстандарт России: Изд-во ИПК Издательство Стандартов, 2006, - 48 с. 38 ГОСТ 13877-96 Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия [Текст]: Введ. 2001-01-01. - Госстандарт России: Изд-во ИПК Издательство Стандартов, 2006, 28 с. 39 Резьбоуплотнительная смазка РУСМА-1 [Текст]: ТУ 0254-001.46977243-2002 40 Резьбовая смазка Р-402 [Текст]: ТУ 301-04-020-92 41 Положение о порядке организации одновременного ведения работ по бурению, освоению, вскрытию дополнительных продуктивных отложений, эксплуатации и ремонту скважин на кустовой площадке [Текст]: утв. Тахаутдинов Ш.Ф. 15.11.2002 г. 42 Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте Текст]: РД 08-435-02: утв. постановлением Госготехнадзора России от 11.03.2002 № 14: ввод в действие с 15.04.2002. 43 РД 153-39.0-383-05 Положение о порядке отбора и анализа проб тампонажного цемента, поступающего в управление «Татнефтеснаб» [Текст]: РД 153-39.0-383-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 22.02.2005. - Ф.Ф. Ахмадишин, Р.И. Катеева, Акимбетов И.К. и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. - 26 с. 44 Инструкция по эксплуатации устройства для отворота обсадной колонны [Текст]: РД 39-0147585-179-99: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2003.- К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1999. - 7 с. 45 Инструкция по обработке скважин растворителем парафинов нефтяным [Текст]: РД 153-39.1-548-07: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008.И.Х. Махмутов, М.Х. Мусабиров, З.Р. Салахова, Р.Н. Тарасова; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 17 с. 46 Комплексная техника и технология эксплуатации и ремонта скважин с сохранением коллекторских свойств пласта [Текст]: РД 39-0147585-231-01: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2002.- Махмутов И.Х., Габдуллин Р.Г. Тимиров А.С. // ТатНИПИнефть, 19 с. 47 Технология наращивания цементного кольца с использованием облегченных органоминеральных тампонажных материалов [Текст]: РД 153-39.0-325-04: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2004.- Р.Р. Кадыров, и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2004. 13 с. 48 Межколонные разобщители дополнительных колонн малого диаметра МР-114 (146); 120 (146) и посадочный инструмент ПИ-95 с якорным узлом. Инструкция [Текст]: РД 15339.1-541-07: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – И.Х. Махмутов, Р.Р. Зиятдинов, Р.Н. Тарасова; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 15 с. 49 Технология бурения шурфа вдоль кондуктора и вторичного цементирования закондукторного пространства Инструкция [Текст]: РД 153-39.1-422-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2005. – И.Х. Махмутов, Р.Г. Габдуллин, З.Р. Салахова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 55 с. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 96 из 154 50 Инструкция по применению водоизоляционных композиций на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) для ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст]: РД 153-39.0-517-07: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2007. – Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, Д.К. Хасанова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 32 с. 51 Инструкция по технологии ремонтно-изоляционных работ с использованием виниловых полимеров [Текст]: РД 153-20.0-570-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, Д.К. Хасанова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2007. - 22 с. 52 Инструкция на технологию применения модифицированных силикат-гелевых составов для проведения водоизоляционных работ в терригенных коллекторах девона [Текст]: РД 39-0147035-234-01: утв: ОАО ВНИИнефть: ввод в действие с 01.01.2001. – Н.Н. Ситников, В.И. Малыхин, М.И. Старшов и др.; ОАО ВНИИнефть, РНТЦ ОАО ВНИИнефть. - Москва, 2001. - 11 с. 53 Инструкция по технологии ремонтно-изоляционных работ с использованием силикаторганических композиций [Текст]: РД 153-39.0-568-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.С. Жиркеев, и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 22 с. 54 Инструкция по ограничению водопритока с использованием маловязких тампонажных материалов и колтюбинга [Текст]: РД 153-39.0-560-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.С. Жиркеев, и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 16 с. 55 Инструкция по использованию тампонажного состава для изоляции зон с интенсивным поглощением в условиях месторождений ОАО «Татнефть» [Текст]: РД 153-39.0-413-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2005.- И.Х. Махмутов, Р.З. Зиятдинов // ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2005. - 9 с. 56 Инструкция по технологии ограничения водопритока в скважины с использованием продукта 119-296И [Текст]: РД 153-39.0-569-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, А.К. Сахапова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 20 с. 57 Инструкция по проведению ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости «Силор» [Текст]: РД 153-39.0-482-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, Д.К. Хасанова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 20 с. 58 Инструкция на технологию применения модифицированных силикат-гелевых составов для проведения водоизоляционных работ на залежах бобриковского горизонта : [Текст]: РД 39-0147585-195-99: утв: ОАО ВНИИнефть: ввод в действие с 01.01.1999. – Н.Н. Ситников, В.И. Малыхин, М.И. Старшов и др.; ОАО ВНИИнефть, РНТЦ ОАО ВНИИнефть. - Москва, 1999. - 12 с. 59 Инструкция по ограничению водопритока в скважины в карбонатных коллекторах с использованием разбавленных растворов алюмохлорида [Текст]: РД 153-39.0-571-08: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2008. – Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, Д.К. Хасанова и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. - 20 с. 60 Инструкция по технологии водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах [Текст]: РД 153-39.0-376-05: утв: ОАО «Татнефть»: ввод в действие с 01.01.2005. – Р.Р. Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, В.А. Криушкин и др.; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2008. 15 с. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 97 из 154 ПРИЛОЖЕНИЯ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 98 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 УТВЕРЖДАЮ Гл. геолог НГДУ _____________ "____" _____________ 20 г. "___яяяяя ПЛАН-ЗАКАЗ на производство капитального ремонта скважины № Цель ремонта: Вид работ: Заказчик : Исполнитель Дата ввода из бурения Месторождение : Залежь, площадь : Горизонт Пласты : Наименование СМС Код ОКАТО Наличие сероводорода : Категория опасности : Наличие эл. энергии : Категория грунта : Газовый фактор : Основные геолого-технические данные по скважине Показатели до мероприятия Ожидаемые показатели -----------ОБР : -----------Назначение скважины: Способ эксплуатации: Категория скважины: Состояние скважины: Дебит жидкости: Дебит нефти: Обводненность: Плотность воды: Назначение скважины: Способ эксплуатации: Категория скважины: Состояние скважины: Дебит жидкости: Дебит нефти: Обводненность: Плотность воды: Ож. Рпл приобщаемого (вскрываемого) пласта, МПа : Пластовое давление, МПа : Пластовое давление, МПа: Уровень статический, м : Уровень динамический, м : Дата опрессовки э/к после бурения : Э/колонна опрессована (результат) : Э/колонна опрессована (давление), МПа : Конструкция скважины Вид колонны Внутр. Интервал уст, м диаметр, мм вверх низ Диаметр, мм Длина, Толщ. Матем стенки, мм риал Внутр. покрытие Направление Кондуктор Эксплуатационная Дополнительная колонна Зоны ухода при бурении в интервалах Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 99 из 154 Цемент, м верх низ Кол-во, т дата Лист 2 скв время Кривизна ствола Зенитный угол Глубина Зенитный угол Глубина Зенитный угол Глубина Глубина Зенитный угол Зенитный угол Глубина Альтитуда и забой скважины Удлинение до продукт. гориз. Альтитуда, м ротор Забой муфты искусств. Дата отбивки Состояние текущий Данные о перфорации (спец. отв.) до ремонта Вид Интервалы перфорации, м Посл. дата перфорации в заданном интервале Дата изоляции/ Дата перестрела Тип перфоратора Плотность Кол-во, отв Назначение Горизонт верх низ Д - действующий, И – изолирован, П - перестрел Подземное оборудование до ремонта Подземное оборудование Диаметр, мм Длина, м Кол-во, шт. Интервал установки скребков-цен-в, м Глубина спуска, м Материал Внутр. покрытие Спецоборудование до ремонта Оборудование Интервал установки, м Глубина спуска, м Дата установки низ вверх Подземное оборудование после ремонта Подземное оборудование Диаметр мм Длина, м Глубина спуска, м Интервал установки скребков-цен-в, м Кол-во, шт. Внутр. покрытие Материал Спецоборудование после ремонта Оборудование Глубина спуска ,м Интервал установки, м вверх Дата установки низ Ранее проведенные работы (дающие информацию о характеристике пластов, конструкции скважин, состоянию забоя и осложнениях) Код Наименование Дата начала Дата окончания Наименование и кол-во исп-ых хим. реагентов и материалов Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 100 из 154 Основные данные после ремонта дата Лист 3 скв время Ранее проведенные геофизические работы (дающие информацию для планирования ремонта) и опрессовки э/колонны Дата иссл-ия Вид исследования состояния экспл. колонны Давление, МПа Состояние колонны Заключения по исследованию Интервалы нарушения эксплуатационной колонны Верх Низ Дата опред-ия Дата ликвидации Способ ликвидации Планируемые операции № Наименование Описание Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну в процессе ремонта, МПа "_____"________________20___г. Нач. ЦДНГ (ЦППД) __________________Ф.И.О___________________ "_____"________________20___г. Зам. нач. по геологии ЦДНГ(ЦППД) ________________Ф.И.О________________ Вед. технолог ЦДНГ(ЦППД) ________________Ф.И.О________________ "_____"________________20___г. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 101 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 УТВЕРЖДАЮ инвестиции на КРС скважины № _______ сметной стоимостью __________ тыс. руб. и добычей нефти на восстановление ___ т/сут или доп.добычи ____ т/сут НАЧАЛЬНИК НГДУ ____________________________ ______________________________________________ "___"_______________20___г. ПЛАН (основной) на производство КРС скважины № Цель ремонта : Заказчик : Дата ввода из бурения : Месторождение : Залежь, площадь : Горизонт : Пласты : Наименование СМС: Код ОКАТО: Исполнитель : Наличие сероводорода : Категория опасности : Наличие эл. энергии : Категория грунта : Газовый фактор: Основные геолого-технические данные по скважине : Показатели до мероприятия Ожидаемые показатели -----------ОБР : -----------Назначение скважины: Способ эксплуатации: Категория скважины: Состояние скважины: Приемистость: м3/(сут*МПа) Плотность воды: кг/м3 Назначение скважины: Способ эксплуатации: Категория скважины: Состояние скважины: Приемистость: м3/(сут*МПа) Плотность воды: кг/м3 Ож. Рпл приобщаемого (вскрываемого) пласта, МПа : Коэффициент аномальности: Ka = Расчетный уд. вес технологической жидкости: Пластовое давление, МПа: (дата определения ): Пластовое давление (уточненное), МПа : (дата определения ): Дата опрессовки э/к после бурения : Э/колонна опрессована (результат) : Э/колонна опрессована (давление), МПа : Конструкция скважины Вид колонны Внутр. диаметр, мм Интервал уст, м верх низ Диаметр Длина Толщ. Матемм м стенки, мм риал Внутр. покрытие Направление Кондуктор Эксплуатационная Дополнительная колонна Зоны ухода при бурении в интервалах Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 102 из 154 Цемент, м верх низ кол., т дата Лист 2 скв время Кривизна ствола ЗенитЗенитный Глубина Глубина ный угол угол Глубина Зенитный угол Зенитный угол Глубина Глубина Зенитный угол Зенитный угол Глубина Альтитуда и забой скважины Альтитуда, м ротор Удлинение до прод. горизонта муфты Забой искус. Дата отбивки текущий Состояние Данные о перфорации (спец. отв.) до ремонта Вид Интервалы перфорации, м верх Посл. дата перфорации в заданном интервале низ Д - действующий, Дата изоляции/ Дата перестрела И - изолирован, Тип перфоратора Плотность Колво отв Назначение Горизонт Пласт П - перестрел Подземное оборудование до ремонта Подземное оборудование Диаметр мм Длина м Глубина спуска, м Интервал установки скребков-цен-в, м Кол-во, шт. Мате- Внутр.покрыт риал ие Спецоборудование до ремонта Глубина спуска, м Оборудование Интервал установки, м верх низ Подземное оборудование после ремонта Подземное оборудование Диаметр мм Длина м Глубина спуска, м Интервал установки скребков-цен-в, м Кол-во, шт. Материал Внутр. покрытие Спецоборудование после ремонта Дата установки Интервал установки Глубина спуска, м Оборудование верх низ Ранее проведенные работы (дающие информацию о характеристике пластов, конструкции скважин, состоянию забоя и осложнениях) Код Наименование Дата начала Дата окончания Наименование и кол-во исп-ых хим. реагентов и материалов Основные данные после ремонта Ранее проведенные геофизические работы (дающие информацию для планирования ремонта) и опрессовки э/колонны Дата иссл-ия Вид исследования состояния экспл. колонны Давление, Состояние колонМПа ны Заключения по исследованию Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 103 из 154 дата Лист : 3 время скв. Планируемые работы Код Наименование работ Плановая продолж-ть, ч Сметная стоимость, руб. Планируемые операции № Наименование операции Объем работ Нормат. вр. час Прим. I За три дня до переезда на скважину уточнить Pпл. Прим. II До начала работ произвести инструктаж с бригадой по ознакомлению с планом работ. Прим. III Иметь в запасе жидкость для долива скважины в V = 10м 3. (время доставки на скважину 30 мин.) Прим. IV Все СПО с НКТ вести с замером, после пяти СПО НКТ спуском опресс. седла опрессовать НКТ. Прим. V В техн. операциях использовать воду уд. веса _____ кг/м3 с МЛ-81Б (0,1% р-р), при Pmin_____ МПа, Pmax______ МПа без пакера; P не > ______ МПа с применением пакера. Прим. VI При необходимости выкопать амбар, произвести его гидроизоляцию, с составлением акта, оборудовать согласно РД - 39 - 0147585 - 149 - 97. Главный инженер (зам. начальника по КРС) НГДУ _________________________________ Главный геолог (нач. геологического отдела) НГДУ _________________________________ Согласовано: Департамент супервайзерского сопровождения ОАО «Татнефть» _________________________________ Районный инженер АВО Производство работ утверждаю: _________________________________ Главный инженер РемСервис ___________________________________________________________ Главный геолог РемСервис ___________________________________________________________ "___"____________200__г. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 104 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 АКТ на прием-сдачу скважины в ремонт от «_____» ___________ 200 г. Скважина №__________ НГДУ ________________ Площадь ____________________________ Мы, нижеподписавшиеся, Мастер ЦДНГ, ЦППД № ______ ___________________________________________________ Мастер ЦКРС №____ ООО «Татнефть- ______ РемСервис» ____________________________ произвели прием - сдачу скважины в ремонт в следующем состоянии: - комплектность устьевого оборудования ________________________________________ - тип устьевой арматуры и ее исправность _______________________________________ - приустьевая площадка _______________________________________________________ - территория скважины ________________________________________________________ - электрооборудование ________________________________________________________ - наличие и исправность КИП и А _______________________________________________ - комплектность и техническое состояние СКН ___________________________________ ___________________________________________________________________________ - состояние штанговращателя __________________________________________________ - наличие знаков безопасности _________________________________________________ - устьевое давление __________________________________________________________ - расстояние до ЛЭП и ТП _____________________________________________________ - схема и состояние подъездных путей с обозначением колышками координат отведенной земли вокруг скважины и местонахождением подземных коммуникаций и кабеля ________________________________________________________________________________ Подписи: ___________________________ /_______________/ ___________________________ /________________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 105 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 АКТ на глушение скважины от «_____» ___________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся, Представитель НГДУ _____________________________________________________________ Мастер ЦКТРС (мастер подготовительной бригады) __________________________________ Бурильщик КРС (оператор) ________________________________________________________ Машинист агрегата _______________________________________________________________ составили настоящий акт на глушение скважины №______ НГДУ _____________________ назначение скв. __________________________________________________________________ марка агрегата ____________, гос. № ___________. Жидкость глушения: Плотность, кг/м3 Объем, м3 1 цикл 2 цикл Пресная вода Пластовая вода Раствор хлористого кальция Глинистый раствор Дегазированная нефть Прочие С добавлением ______________________ (МЛ-81Б (или др. ПАВ), Т-94, МnО2 и др.) ____________________ м3 (л), т (кг) Способ глушения (по НКТ, межтрубью) – нужное подчеркнуть Давление в процессе глушения: начальное _________ МПа; конечное __________ МПа Время глушения: начало _______ окончание _________ Результат глушения ______________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ П р и м е ч а н и е - Второй цикл глушения произвести после замещения скважинной жидкости по истечении расчетного времени. Подписи: ___________________________ /_________________/ __________________________ /__________________/ __________________________ /__________________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 106 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 АКТ на промывку скважины от ________________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся: Представитель НГДУ ___________________________________________________________ Мастер ЦКТРС ________________________________________________________________ составили настоящий акт о том, что скважина №_______НГДУ________________________ промыта до глубины ____________ м технологической жидкостью плотностью _____ кг/м3 в объеме _____ м3 , при Р= _____ МПа до выхода технологической жидкости с содержанием КВЧ менее 100 мг/л. Подписи: представитель НГДУ _____________________ / __________________ / мастер ЦКТРС ___________________ / ____________________ / Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 107 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 РАСЧЕТ УДЛИНЕНИЯ КОЛОННЫ НКТ В СКВАЖИНЕ Для расчета необходимы следующие данные: D h Е=2,1·106 2 F D 2 D 2 h 2 4 10 Lк γT = 7800 γж qT 2 qT T D 2 D 2 h 6 4 10 наружный диаметр труб, мм номинальная толщина стенки трубы, мм модуль упругости материала труб колонны, Н/м2 площадь поперечного сечения трубы, м2 длина колонны, м удельный вес материала трубы, Н/м3 удельный вес скважинной жидкости, Н/м3 погонный вес труб – по справочнику, Н/м погонный вес труб (для проверки), Н/м Выталкивающая сила для колонны труб в скважинной жидкости определяется по формулам (Ф.1)и (Ф.2) qæ æ T qT 1 qæ æ 2 4 10 6 D2 выталкивающая сила для колонны труб с открытым нижним концом, Н выталкивающая сила для колонны труб с заглушенным нижним концом, Н (Ф.1) (Ф.2) Погонный вес трубопровода с учетом выталкивающей силы определяется по формулам (Ф.3)и (Ф.4): q 1 qT q 1æ q 2 qT q æ2 погонный вес труб с учетом выталкивающей силы с открытым нижним концом колонны, Н/м погонный вес труб с учетом выталкивающей силы с закрытым нижним концом колонны, Н/м (Ф.3) (Ф.4) Вес колонны с учетом выталкивающей силы определяется по формулам (Ф.5)и (Ф.6): Ð1 q1 Lê Ð2 q 2 Lê вес колонны с учетом выталкивающей силы с открытым нижним концом колонны, Н вес колонны с учетом выталкивающей силы с закрытым нижним концом колонны, Н (Ф.5) (Ф.6) Деформация колонны при растяжении колонны в скважине с учетом выталкивающей силы определяется по формулам (Ф.7)и (Ф.8): Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 108 из 154 деформация колонны при растяжении колон(Ф.7) ны в скважине с учетом выталкивающей силы с открытым нижним концом колонны 2 деформация колонны при растяжении колон(Ф.8) Ð 2 ны в скважине с учетом выталкивающей силы FE с закрытым нижним концом колонны Удлинение колонны при ее растяжении колонны в скважине с учетом выталкивающей силы определяется по формулам (Ф.9) и (Ф.10): Ð1 F E 1 L1k 1 · Lê L2ê 2 · Lê удлинение колонны при ее растяжении колонны в скважине с учетом выталкивающей силы с открытым нижним концом колонны, м удлинение колонны при ее растяжении колонны в скважине с учетом выталкивающей силы с закрытым нижним концом колонны, м Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 109 из 154 (Ф.9) (Ф.10) ПРИЛОЖЕНИЕ 7 АКТ на испытание герметичности (эксплуатационной колонны, колонны НКТ, пакера) от _______ _____________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся, Представитель ОКРС НГДУ_______________________________________________________ Представитель ЦДНГ, ЦППД _____________________________________________________ Представитель ЦКТРС ________________________________________________________ составили настоящий акт на испытание герметичности (эксплуатационной колонны, колонны НКТ, пакера - нужное подчеркнуть) в скв. №______ НГДУ ____________________________ , диаметр эксплуатационной колонны ( НКТ) ________ мм, интервал опрессовки эксплуатационной колонны (НКТ) ________ м, способ опрессовки (по НКТ, межтрубью) ______________ марка агрегата _____________________ гос. № _____________. Давление в процессе испытания: начальное _________ МПа; конечное __________ МПа Время испытания: начало _____________ окончание ________________ Результат испытания _____________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Подписи: _______________________ /_____________/ _______________________ /_____________/ _______________________ /_____________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 110 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Акт о готовности скважины ________ к проведению ГИС от «_____» _______________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся, Зам. начальника по геологии (геолог) ЦКРС № ___________________________ - ответственный за составление информации по геолого-технической характеристике скважины, выдаче заданий по видам ГИС (объем работ, вид исследований, интервал исследований); Мастер ЦКРС №__________________________ - ответственный за подготовку скважины к проведению ГИС и за составление схемы заезда на скважину составили акт о готовности скважины № ____________________________________ площади к проведению ГИС, предусмотренных планом работ (по эксплуатационной колонне, по НКТ), /нужное подчеркнуть/ Конструкция скважины (заполняется при обследовании эксплуатационной, дополнительных колонн) Диаметр эксплуатационной колонны ______ мм, толщина стенки ____ мм, глубина башмака _____ м Диаметр технической колонны _____ мм, толщина стенки _____ мм, интервал спуска ___________ м Диаметр дополнительной эксплуатационной колонны, летучки ______ мм. Толщина стенки _____ мм Интервал установки ______________ м Глубина забоя (искусственного и текущего) на время проведения ГИС _________________________ м Состояние эксплуатационной колонны (при наличии нарушений указать интервал) _______________ _____________________________________________________________________________________ м Глубина размещения разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне _____________________ м Интервал перфорации (спецотверстий) ____________________________________________________ м Проработка эксплуатационной колонны в интервале _________________ м Дата _________ 200__ г. Чем прорабатывалась эксплуатационная колонна ____________________________________________ Шаблонировка в интервале ________________ м. Дата ______________ 200__ г. Диаметр шаблона ______ мм, длина шаблона ________ м Наличие остановок при последнем спуске НКТ (да, нет) _______ в интервалах____________________ ______________________________________________________________________________________ м Скважинная жидкость Тип, состав (пресная вода, пластовая вода, глинистый раствор) /нужное подчеркнуть/ Плотность ___________ кг/м3, Уровень жидкости ________________ м Конструкция колонны НКТ (заполняется при проведении исследования по НКТ) Конструкция низа колонны НКТ (муфта, воронка, необорудованный низ, опрессовочное седло с проходным отверстием ________ мм, винтовой забойный двигатель, пакерующие устройства и другое оборудование) Диаметр проходных отверстий __________________ мм Глубина спуска инструмента, НКТ _____________ м. Глубина переходов диаметров НКТ _____________________________________________________________________________________ м Состояние низа колонны НКТ (удовл., неудовл., неизвестно) _________________________________ м Шаблонировка колонны НКТ в интервале _____________________________________________ м Дата ______________ 200__ г. Диаметр шаблона ________ мм, длина шаблона _________ мм Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 111 из 154 Предварительные работы (заполняется при исследовании после подъема цемента за эксплуатационной или дополнительной колоннами) Во время цементной заливки в скважину закачено ________ т __________________ (тип цемента) Плотность раствора ________ кг/м3, плотность продавочной жидкости _________ кг/м3 Дата заливки «______» ______________ 200__ г. Подготовка скважины к проведению ГИС Состояние наземного оборудования (подъездные пути, площадка для установки подъемника и каротажной станции, исправность подъемного агрегата, электрооборудования, состояние устьевой арматуры и др.) - удовл., неудовл. (нужное подчеркнуть) Максимальный диаметр прибора, спускаемого в скважину ____________ мм Максимальная разрешенная глубина спуска прибора ________________ м Подготовка скважины обеспечивает беспрепятственное прохождение геофизических приборов по всей скважине в течение _______ ч, необходимых для проведения ГИС Особые условия проведения работ _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ СХЕМА ЗАЕЗДА НА СКВАЖИНУ (схема заезда на скважину составляется от ближайшего населенного пункта или от промышленного объекта к скважине) Скважина готова к проведению ГИС к _____ ч ______ мин «_____» ______________ 200__ г. Провести следующие виды ГИС _________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ Подписи: ________________________________ /___________/ ________________________________ / __________/ Акт составлен «______» _________________ 200__ г. Вручен начальнику партии № _______________ «_____» ______________ 200__ г. в _________ ч ______ мин. Скважину для проведения ГИС принял в ______ час ________мин «____» __________ 200__ г. Начальник партии, отряда №______________________________________________________________ Составляется в 2-х экз. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 112 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 9 АКТ об окончании ГИС в скважине __________ от «____» ___________ 200 г. Я, представитель подрядчика, ответственного за производство работ ________________________________________________________________________________ (Ф.И.О., должность) составил настоящий акт в 2-х экз. о нижеследующем: 1. Согласно «Акту о готовности скважины к проведению ГИС» и заявке выполнено: ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Вид работ, исследования Интервал исследования Предварительное заключение согласно цели ГИС 2. После выполнения работ и демонтажа устьевого, подвесного роликов, лубрикатора в стволе скважины или колонне НКТ (нужное подчеркнуть) посторонних предметов не оставлено, прохождение приборов при последнем спуске отмечено до глубины ________ м. Подпись _______________ /___________ / Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 113 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 10 СОГЛАСОВАНО Начальник ОКРС НГДУ _____________________________ _____________________________ __________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог ООО «Татнефть____________________Рем Сервис» (Начальник ЦТКРС НГДУ____________) ___________________________________ ___________________200 г. Расчет на обработку эксплуатационной колонны растворителем парафинов скв. №________ НГДУ__________ Площадь___________________ Назначение скважины: __________ Рпл. = _____МПа Интервалы перфорации: __________________________________________ ________________________________________________________________ D э/кол.= _______ мм; Текущий забой ______________________________ Спущенное оборудование:_________________________________________ Глубина спуска НКТ ________ м Хвостовик _______________м НКТ опрессованы на______ МПа «____»______________200___г Объем продавки: Vнкт=Vпог. метра · ННКТ = _____________________м3 Определение потребного количества реагентов: V=Vпог.метра · Нинтервал обработки = ____________________м3 Допустимое давление на эксплуатационную колонну ________ МПа Подготовительные работы: - обработку скважины производить под руководством мастера или другого ИТР цеха; - перед производством работ ответственному специалисту необходимо провести внеочередной инструктаж с членами вахты ТКРС; - приготовить на устье первичные средства пожаротушения; - площадку около устья очистить от замазученности, убрать ненужный инструмент и оборудование; - агрегат и автоцистерны установить с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и на расстоянии не менее 3-х метров от открытой желобной емкости; - ответственному специалисту проверить оснащенность агрегата и автоцистерн огнетушителем, кошмой, лопатой, проверить наличие и исправность искрогасителей на глушителях; - двигатель подъемного агрегата заглушить, отопительную систему культбудки выключить, все источники открытого горения потушить. План проведения работ 1 Спецтехнику обвязать с устьем скважины, опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление. 2 Вызвать циркуляцию. 3 Закачать в скважину ______ м3 растворителя 4 Продавить растворитель технологической жидкостью плотностью _______ кг/м3 в объеме _____ м3 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 114 из 154 _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Примечания 1 В случае розлива растворителя через соединения нагнетательной линии, следует немедленно прекратить его закачку в скважину. Устранить утечки, места разлива засыпать чистым песком, произвести повторную опрессовку нагнетательной линии. 2 По окончании работ произвести прокачку технологической жидкости для промывки насоса и нагнетательной линии. 3 По завершению времени реагирования продукты реакции вымыть в нефтепровод или в специальную закрытую емкость. Ответственный за подготовку и проведение работ: Мастер ЦКРС ______________________________________ / ________________ / Зам. начальника ЦКРС (ООО «Татнефть- ____________ РемСервис» ______________________________________ / _______________ / Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 115 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 11 АКТ на обработку скважины растворителем парафинов скв. №________ НГДУ_______________ Площадь___________________ от "_____" ______________200__г. Мы, нижеподписавшиеся: Представитель НГДУ ____________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ Мастер ЦКРС № ___(ООО «Татнефть- ____________ РемСервис», ЦТРС ____ НГДУ ______ ________________________________________________________________________________ Машинист насосного агрегата ______________________________________________________ (Ф.И.О.) составили настоящий акт о проведенной обработке скв. № ________растворителем с целью _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ Объем использованного растворителя _______м3 Краткое описание процесса: ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Подписи: _______________________ /_____________/ _______________________ /_____________/ _______________________ /_____________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 116 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 12 СОГЛАСОВАНО _________________________ ___________________ 200 г. __________________________ __________________ 200 г. __________________________ __________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть- ______________ Рем Сервис» ________________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение работ по установке песчаного моста Скв. №___________ НГДУ ________ назначение _________________ Дэ/к ________мм, δстенок______ мм, Нц ____________ м. Иск. забой ______ м, тек. забой ______м, доп. Р на э/к _______, интервалы перфорации:__________________________________________ м3, Нст. _______ м. Скв. заглушена тех. жидкостью плотностью ________ кг/м3 Интервал установки песчаного моста ______________________________ м Ранее изолированные нарушения в интервале(ах)______________________ м Приемистость пластов______ м³/сут, при Р =_____ МПа, q=____ м3/(ч·МПа), НКТ опрессованы на ____ МПа «____» _____________ 200 г. Экспл. колонна опрессована в интервале _______________м на ______ МПа «_____» ____________ 200 г. 1 Порядок расчета Vпесч. моста = Нм·Vэ/к = __________________________________________ Gкв. песка. = Vпесч. моста · 1,65 = __________________________________________ Vпродавки = Ннкт·3,02 = _________________________________________________ где Ннкт – интервал установки низа колонны НКТ (на 30-50 м выше верхней границы предполагаемого песчаного моста), м; Vэ/к - внутр. объём 1 м эскпл. колонны, м3; Нм- высота песчаного моста, м. 2 Подготовка к проведению работ 1 Спустить в скв. _____ НКТ в интервал ____________ м. Объем НКТ ________ м³. 2 Завести на скв. кварцевый песок _____ т, воду пластовую _____ м³, воду пресную _____ м³. 3 Обвязать спецтехнику с устьем скважины, опрессовать нагнет. линию на ______ МПа. Составить акт. Заполнить пусковой акт на производство работ. 3 Проведение работ 1 Проверить ход и вес инструмента. 2 Восстановить циркуляцию, установить спец. воронку для намыва кварцевого песка. 3 Намыть кварцевый песок в объёме ________ м3 с концентрацией в пределах 50 - 100 кг/м3 При засыпке песка в спец. воронку использовать тарированное ведро, с помощью которого вести замер объёма песка, засыпаемого в скважину. 4 Закачать в НКТ ________м³ продавочной жидкости плотностью ________ кг/м³. 5 Поднять НКТ до интервала __________ м. Закрыть устье. 6 Ожидание оседания песка ______ ч. Примечание _____________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Ответственный за подготовку и проведение работ: Мастер ЦКРС _________________________________________________ /________________/ Составил план-расчёт ________________________________________ /________________/ Проверил __________________________________________________ /________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-____ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 117 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 13 АКТ на проведение работ по установке песчаного моста от «____» _________________200 г. Скв. № ________НГДУ ________________ назначение __________________ Мастер (бурильщик) ЦКРС № _____________________________________________________ Представитель НГДУ____________________________________________________________ Машинист агрегата _____________________________________________________________ составили настоящий акт на проведение работ по установке песчаного моста Количество кварцевого песка _________ т, Объем кварцевого песка _________ мз Объем продавочной жидкости ____ мз . Плотность продавочной жидкости ____ кг/мз . Продавка песка: начало ___________ окончание ____________ Давление при продавке: начальное _______ МПа, конечное ____________ МПа. Скважина оставлена на ожидание оседания песка (ООП) с ___________ Наличие осложнений при проведении процесса, замечания: ____________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Подписи: ______________________________ /______________/ ______________________________ /______________/ _______________________________ /_____________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 118 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 14 СОГЛАСОВАНО _________________________ ___________________ 200 г. __________________________ __________________ 200 г. __________________________ __________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть-____________ Рем Сервис» _____________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение тампонажных работ по установке отсекающего моста Скв. №___________ НГДУ ________ назначение _________________ Дэ/к _____мм, δстенок _____ мм, Нц _____ м., иск. забой _______ м, тек. забой ____м, Рдоп. на э/к ______ МПа, интервалы перфорации ____________ __________________________________________ м3, Нст. ____м. Рпл. =_____ МПа Скважина заглушена технологической жидкостью плотностью _______ кг/м3 Ранее изолированные нарушения в интервале(ах) ___________________________ __________________________________________ м, приемистость _____ м³/сут, при Р=_____ МПа, q=______ м3/(ч·МПа), отдача нарушения _________ м3 (%), НКТ опрессованы на _____ МПа. Экспл. колонна опрессована на _______ МПа 1 Порядок расчета Vц. р-ра (теорет.) =( Ннкт - Нм)·Vэ/к = _______________________________________ Gс.ц. = Vц. р-ра · 1.23= _______________________________________________ Vпродавки = (Ннкт - Vц. р-ра / Vэ/к)· V1 пог.м НКТ =_______________________________ Vсрезки= 1,5·Ннкт· V1 пог.м НКТ = ___________________________________________ где Ннкт - интервал установки низа колонны НКТ, м; Нм - верхняя граница цем. моста, м; Vэ/к - внутр. объём 1 пог. м экспл. колонны, м3; Gс.ц - масса сухого цемента (Gс.ц не менее 1т (0,813м3)). . 2 Подготовка к проведению тампонажных работ 1 Спустить в скважину _________ НКТ (разбуриваемый, извл. пакер) в интервал __________ м, объем НКТ _________ м3, объем экспл. колонны __________ м3 2 Завести на скважину: тампонажный материал _______________т (м3), добавки ________________________ т (кг), наполнители ______________________________ т(кг), воду пластовую ______ м3, воду пресную _____ м3 3 Обвязать спецтехнику с устьем скважины, опрессовать нагнетательную линию на ______МПа, составить акт. 3 Проведение тампонажных работ 1 Проверить ход и вес инструмента (при необходимости собрать промывочное оборудование, устьевой сальник, рабочую трубу установить в нижнее положение). 2 Восстановить циркуляцию в объеме _____ м3, 3 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме _______мз 4 Приготовить (при необх. в осреднит. емкости) тампонажный раствор в объёме _____ м³, удельный вес ______ кг/ м³ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 119 из 154 (Отобрать пробу тампонажного раствора и сухого цемента (5-6 кг) в спецконтейнер). 5 Закачать в НКТ ______ мз тампонажного раствора. 6 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме ______ мз. ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ 7 Закачать в НКТ ________м³ продавочной жидкости плотностью ________ кг/м³. ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ 8 Поднять НКТ в интервал __________ м со скоростью не более 0,25 м/с, произвести контрольную срезку обратной промывкой в объеме ≥ _____ м3 9 Поднять НКТ (пакер, посад. инстр.) до интервала _________ м, закрыть устье, ОЗЦ _______ ч. Примечание _______________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ Ответственный за подготовку к проведению тампонажных работ: Мастер ЦКРС ___________________________________ /_________________/ Ответственный за проведение тампонажных работ: Технолог ЛУТР (ОТС) __________________________ /__________________/ План-расчет составил ___________________________ /__________________/ Зам. начальника ЦКРС № ________________________ / __________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-______ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 120 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 15 СОГЛАСОВАНО _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. _______________________________ ___________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть-_____________ Рем Сервис» ___________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение тампонажных работ по герметизации эксплуатационной колонны (подъему цемента за колонной) . Скв. №___________ НГДУ _________ назначение скв._________________ Дэ/к ____мм, δстенок ___ мм, Нц ____ м, иск. забой _____ м, тек. забой _____м, доп. Р на э/к _____, интервалы перфорации ____________________________ ___________________________________ м, Рпл. ______ МПа. Скв. заглушена технологической жидкостью плотностью ______ кг/м3. Ранее изолированные нарушения в интервале(ах)________________________________________ м, Приемистость нарушения ___ м³/сут при Р = ____ МПа, q=____ м3/(ч·МПа), Отдача нарушения ________ м3 (%), НКТ опрессованы на ____ МПа «____» _________200 г. 1 Порядок расчета Vц. р-ра (теорет.) = ______________________________________________________ Gс.ц. = Vц. р-ра · 1.23= ________________________________________________ Vпродавки по НКТ = _____________________________________________________ Vпродавки по затр. = _____________________________________________________ Vсрезки= Vнкт·1,5= 1,5 · V1 пог. м нкт · Ннкт = _________________________________ где Ннкт - интервал установки низа НКТ, м; Нмоста - высота цем. моста, м; Vэ/к - внутр. объём 1 м экспл. колонны, м3; Gс.ц - масса сухого цемента. 2 Подготовка к проведению тампонажных работ 1 Спустить в скв. _____ НКТ (пакер______________) в интервал _____ м. Объем НКТ ___ м³. 2 Завести на скважину: тампонажный материал ____________т (м3), добавки ____________ т (кг), наполнители __________________________ т(кг),воду пластовую ____ м3, воду пресную _____ м3 3 Обвязать спецтехнику с устьем скважины, опрессовать нагнетательную линию на ___ МПа, составить акт. 3 Проведение тампонажных работ 1 Проверить ход и вес инструмента. 2 Восстановить циркуляцию закачкой технологической жидкости в объеме ____ м3 3 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме _______ мз ______________________________________________________________________________ 4 Приготовить (при необходимости в осреднительной емкости) тампонажного раствор в объёме _____ м³, удельным весом _____ кг/ м³. (Отобрать пробу тампонажного раствора и сухого цемента (5-6 кг) в спецконтейнер) 5 Закачать (в НКТ, по колонне) тампонажный раствор _______ м3 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 121 из 154 ________________________________________________________________________________ 6 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме ______ мз 7 Закачать в НКТ _____ м³ продавочной жидкости плотностью ______ кг/м3 ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ 8 Снизить давление в НКТ. Поднять НКТ до интервала ________ м со скоростью ______ м/с. 9 Произвести контрольную срезку обратной промывкой, после выхода тампонажного раствора проциркулировать в объеме не менее _____ м³ 9а Продавка по НКТ ________ м³ 9б Продавка по межтрубью ________ м³ 10 Поднять низ НКТ до интервала _________м, закрыть устье, ОЗЦ ____ ч под Р _____ МПа Примечание _________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ Ответственный за подготовку к проведению тампонажных работ: Мастер ЦКРС ___________________________________ /_________________/ Ответственный за проведение тампонажных работ: Технолог ЛУТР (ОТС) __________________________ /__________________/ План-расчет составил ___________________________ /__________________/ Зам. начальника ЦКРС № ________________________ / __________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-___________ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 122 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 16 СОГЛАСОВАНО _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть-______________ Рем Сервис» ________________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение тампонажных работ по наращиванию цементного кольца за колонной (кондуктором) по эксплуатационной колонне Скв. №___________ НГДУ _______ назначение скв. _________________ Дэ/к ____ мм, δстенок ___ мм, Нц ____ м, иск. забой _____ м, тек. забой _______ м, доп. Рконд. ____ МПа, интервалы перфорации ___________________________ м, интервалы нарушений (спецотверстий) _________________________________м, приемистость ____ м³/сут, при Рзак. ____ МПа, q=___ м3/(ч∙МПа), циркуляция между экспл. колонной и кондуктором (есть, нет). Рпл.= ____ МПа, скважина заглушена технологической жидкостью плотностью _______ кг/м3. . 1 Порядок расчета Vц. р-ра =Н1·V1 пог. м 1·(1,1÷1,3)+V1 пог.м = __________________________________ V1 пог. м 1 =3,14·(Øствола2- Øэ/к2)/4 = ______________________________________ V1 пог. м 2 =3,14·(Øствола внутр.2- Øэ/к2)/4 = __________________________________ V1 пог. м 3 =3,14 · Øэ/к вн.2)/4 = __________________________________________ Gсух.цем. = Vтамп. р-ра · 1.23= _________________________________________ Qводы = Gсух.цем. ·0,5 = ______________________________________________ Vпродавки = Н3 · V1 пог. м 3 ____________________________________ Н1 – высота поднимаемого цемента за экспл. колонной, м; Н2 - высота поднимаемого цемента между экспл. колонной и кондуктором, м; Н3 – интервал установки цементного моста; V1 пог. м 1 – объем 1 пог. м заколонного пространства, м3 V1 пог. м 2 – объем 1 пог. м кольцевого пространства между экспл. колонной и кондуктором, м3; V1 пог. м 3 – объем 1 пог. м экспл. колонны Gсух.цем – масса сухого цемента. Qводы – количество пресной воды для затворения цемента, м3. 2 Подготовка к проведению тампонажных работ 1Загерметизировать пространство между эксплуатационной колонной и кондуктором (сваркой). 2 Завести на скважину: тампонажный материал _______т (м3), добавки _________ т(кг), наполнители _____________________ т (кг), воду пластовую ____ м3, воду пресную ____ м3 3 Обвязать спецтехнику с устьем скважины, опрессовать нагнетательную линию на ___ МПа, составить акт. Заполнить пусковой акт на производство работ. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 123 из 154 3 Проведение тампонажных работ 1 Определить приемистость. 2 Приготовить (при необходимости в осреднительной емкости) тампонажный раствор в объёме _____ м³, удельным весом ______ кг/ м³ и закачать по эксплуатационной колонне в скважину (отобрать пробу тампонажного раствора и сухого цемента (5-6 кг) в спецконтейнер). 3 Закачать буферную жидкость плотностью _____ кг/м3 в объеме _____ м3. 4 Закачать продавочную жидкость плотностью _____ кг/м3 в объеме ____ мз. 5 Максимальное давление при продавке ____МПа. 6 Закрыть устье и пространство между экспл. колонной и кондуктором. 7 ОЗЦ ______ ч под давлением Р ______ МПа. Ответственный за подготовку к проведению тампонажных работ: Мастер ЦКРС № ___________________________________ /_________________/ Ответственный за проведение тампонажных работ: Технолог ЛУТР (ОТС) __________________________ /__________________/ План-расчет составил ___________________________ /__________________/ Зам. начальника ЦКРС № ________________________ / __________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-___________ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 124 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 17 СОГЛАСОВАНО _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть-______________ Рем Сервис» ________________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение тампонажных работ по подъему цемента за дополнительной колонной, хвостовиком, летучкой Скв. №___________ НГДУ ________ назначение _________________ Диаметр колонны (Д1) ________мм, δ1 ______ мм, Нэ/к ____________ м. Иск. забой ______ м, тек. забой ______м, доп. Р на э/к _____ МПа, интервал перфорации:_____________________ м3. Скв. заглушена технологической жидкостью плотностью ______ кг/м3. Интервалы нарушений ______________________________________________ м, Ранее изолированные нарушения в интервале(ах) ____________________ м, Диаметр доп. кол. (Д2) ____ мм, δ2 ____ мм, Ндоп. кол._____ м, Нспуска доп. кол. ____м Нцем. за доп. кол. (проектная) _____ м, приемистость_____ м³/сут при Р=_____ МПа, q=_____ м3/(ч·МПа), Отдача нарушения _________ м3 (%), Рпл. =_______ МПа. Экспл. колонна опрессована в интервале _________ м от «____» ________ 200 г. 1 Порядок расчета Vкольц. прост.=3.14 ((Д1-2 δ1)2 -Д22)/4 Vт.р-ра= Vкольц..прост· Нцем. за доп. кол. ·К+500 G= Vт.р-ра · 1,23, где К – коэф., учитывающий потери тампонажного раствора на смешивание со скважинной жидкостью при закачке и продавке: К=1,3 - при G>=10 т; К=1,5 – при G=7-10 т; К=1,8-2 при G=3,5-7 т; К=2 при G<3,5 т, 0,5 - потери в нагнетательной линии и осреднительной емкости. Потребное количество пресной воды на затворение: V=G·В/ц·1,1, где 1,1 –коэф. запаса. Объем продавки по НКТ, V: V=V1+V2, м3, где V1-обьем НКТ Ø 60 мм; V2-обьем НКТ Ø 73 мм При заливке доп. колонны V=Vнкт-0,2, м3 Объем воды на срезку V= 1,5·Vнкт 2 Подготовка к проведению тампонажных работ 1 Спустить в скважину доп. колонну (летучку, хвостовик) в интервал ________ м. Объем экспл. колонны ______ м3. 2 Обратный клапан установить в интервале ______________ м. Опрессовочный узел установить в интервале _____________ м. Центраторы установить в интервалах _____________________________________________________________________________ м. В доп. колонну спустить НКТ Ø 60 мм в интервал ______ м. НКТ опрессовать на ____ МПа. Голову хвостовика (летучки) оборудовать__________________________________ (левая пара, разьединитель или др.) Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 125 из 154 Хвостовик (летучку) спустить на НКТ диаметром _____ мм, длина НКТ _______м, Рнкт на ____ МПа 3 Завести на скв.: тампонажный материал __________________т (м3), добавки ___________________________ т (кг), воду пластовую ________ м3, воду пресную ________ м3 4 Обвязать спецтехнику с устьем скважины, опрессовать нагнет. линию на ______ МПа, составить акт. Заполнить пусковой акт на производство работ. 3 Проведение тампонажных работ 1 Проверить ход и вес инструмента, вызвать циркуляцию. 2 Восстановить циркуляцию между допколонной и спущенными НКТ, закрыть задвижку между доп.колонной и спущенными НКТ. 3 Восстановить циркуляцию между допколонной и экспл. колонной, закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ______ кг/м3 в объеме ________ м3_______________________ ____________________________________________________________________ 4 Затворить в осреднительной емкости (при необходимости) и закачать в НКТ____м3 тампонажного раствора удельным весом 1870-1890 кг/м3 (Отобрать пробу тампонажного раствора и сухого цемента (5-6 кг) в спецконтейнер). 5 Продавить тампонажный раствор технологической жидкостью плотностью _____ кг/м3 в объеме ______м3 _______________________________________________________________ ____________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ 6 Продавить тампонажный раствор по НКТ пресной водой в объёме 0.2 м3. 7 Снизить давление в НКТ, проверить закрытие обратного клапана. ________________________________________________________________________________ 8 Открыть устье скважины, отсоединить заливочные НКТ от хвостовика. 9 Присоединить нагнетательную линию в затрубное пространство, произвести обратную промывку с целью вымывания излишков тампонажного раствора (с «головы» хвостовика и низа НКТ), срезку производить на минимально возможной подаче насоса агрегата, после выхода тампонажного раствора проциркулировать в объеме ______ м3. 10 Поднять НКТ до интервала ________м с доливом. Закрыть устье. ОЗЦ ____ ч. Ответственный за подготовку к проведению тампонажных работ: Мастер ЦКРС №_________________________________ /_________________/ Ответственный за проведение тампонажных работ: Технолог ЛУТР (ОТС) __________________________ /__________________/ План-расчет составил ___________________________ /__________________/ Зам. начальника ЦКРС № ________________________ / __________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-_________ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 126 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 18 СОГЛАСОВАНО _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. _____________________________ ___________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный технолог (начальник ТО) ООО «Татнефть________________ Рем Сервис» ________________________________________ __________________ 200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Расстояние до скважины _______ км ПЛАН-РАСЧЕТ на проведение тампонажных работ по изоляции заколонных перетоков Скв. № ______ НГДУ _________ Назначение скважины ____________ Дэ/к ________ мм, Нэкспл. кол. _____________ м, Нц ________ м, иск. забой ______ м, тек. забой ________ м, интервалы перфорации ________ _________________________________________________________________ м, скважина заглушена технологической жидкостью плотностью ______ кг/м3 Ранее изолированные нарушения (заколонные перетоки) в интервалах_______ _________________________________________________________________ м, интервалы спецотверстий _________________________________ м, приемистость объекта изоляции ______ м3/с при Р = _____ МПа, q=_____ м3/(ч·МПа). Отдача объекта изоляции _________ м3 (%). Экспл. колонна опрессована в интервале ______________ м на ____ МПа «____» _____________ 200 г. НКТ опрессованы на ____ МПа «_____» __________ 200 г. 1 Порядок расчета Vц. р-ра (теорет.) =( Ннкт – Нм)·Vэ/к = ______________________________ Gс.ц. = Vц. р-ра · 1.23= ____________________________________________ Vпродавки = (Ннкт - Vц. р-ра / Vэ/к = _________________________________ Vсрезки= Ннкт·1,5= ___________________________________________ где Ннкт – интервал установки низа колонны НКТ, м; Нм -верхняя граница цем. моста, м; Vэ/к – внутр. объём 1 м экспл. колонны, м3;1 т сухого цем.=0,813 м3 тамп. раствора. . 2 Подготовка к проведению тампонажных работ 1 Спустить в скважину ____ НКТ (разбуриваемый, извл. пакер) в интервал ___________ м, объем НКТ _________ м3, объем экспл. колонны __________ м3 2 Завести на скважину: тампонажный материал ______________________________ т (м3), наполнитель ___________________т (м3), добавки _________________________________ т (кг), воду пластовую ____ м3, воду пресную _____ м3 3 Обвязать спецтехнику с устьем скважины. 4 Опрессовать нагнет. линию на ________ МПа. Составить акт, заполнить пусковой журнал. 3 Проведение тампонажных работ 1 Восстановить циркуляцию прямой промывкой в объеме ______________ м3. 2 Приготовить (при необх. в осреднит. емкости) тампонаж. раствор в объеме _____ м3 удельным весом _____ кг/м3 (Отобрать пробу тампонаж. р-ра и сухого цемента (5-6 кг) в спецконтейнер). 3 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме ____м3. 4 Закачать в НКТ наполнитель _____ т (м3), Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 127 из 154 5 Закачать в НКТ буферную жидкость плотностью ____ кг/м3 в объеме ____м3. 6 Закачать в НКТ ________ м3 тампонажного раствора при открытой затрубной задвижке. 7 Закрыть затрубную задвижку, закачать в НКТ _____ м3 тампонажного раствора. Закачать буферную жидкость ______ м3. 8 Закачать в НКТ продавочную жидкость __________ м3 плотностью ______ кг/м3. 9 Поднять НКТ (пакер, посадочный инструмент) до интервала _________ м 10 Произвести срезку тампонажного раствора обратной промывкой в объеме _______ м3 11 Максимальное давление при продавке _______ МПа. Примечания ___________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ 12 Снизить давление в НКТ. Поднять НКТ (пакер, посадочный инструмент) _______ м, закрыть устье. ОЗЦ _____ ч. Ответственный за подготовку к проведению тампонажных работ: Мастер ЦКРС №_________________________________ /_________________/ Ответственный за проведение тампонажных работ: Технолог ЛУТР (ОТС) __________________________ /__________________/ План-расчет составил __________________________ / _________________/ Зам. начальника ЦКРС № ________________________ / __________________/ Изменения плана-расчета согласовать с тех. отделом ООО «Татнефть-__________ РемСервис» Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 128 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 19 АКТ на проведение тампонажных работ от «______» _____________ 200 г. Скважина _________ НГДУ ___________________________ цех № _______ Мы, нижеподписавшиеся: Ведущий технолог ЛУТР (ОТС) ____________________________________________________ Зам. начальника ЦКРС №__________________________________________________________ Мастер ЦКРС № _________________________________________________________________ Составили настоящий акт на проведение тампонажных работ по ________________________ ________________________________________________________________________________ Способ тампонирования (по колонне, по колонне НКТ) ________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Количество сухого цемента ______________ т добавки ___________________________ т, наполнители___________________________________________________________________ т Объем тампонажного раствора _______ м3. Удельный вес тампонажного раствора _____ кг/м3 Начало приготовления _______________ Окончание приготовления ________________ Давление при закачке тампонажного раствора ________ МПа Объем продавочной жидкости ________________ м3 Начало продавки ____________ Окончание продавки ______________ Давление при продавке ____________ МПа Срезка тампонажного раствора на глубине ______________ м Количество тампонажного раствора при срезке _____________ м3 Объем тампонажного раствора, закаченного в объект изоляции _______________ м3 Подписи: ___________________________ /_____________/ ___________________________ /_____________/ ___________________________ /_____________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 129 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 20 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 130 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 131 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 132 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 133 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 21 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 134 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 135 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 136 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 137 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 138 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 22 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 139 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 140 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 141 из 154 Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 142 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 23 СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ Главный технолог ООО «Татнефть___________________» РемСервис» Начальник ОКРС НГДУ ________________ _________________________ ___________________ 200 г. "_____"_________________200 г. Дата проведения ________________ Время проведения ______________ Макс. давл на э/к________МПа Макс. давл на пласт______МПа Расстояние до скважины _______ км ПЛАН на проведение ОПЗ скважины Назначение скважины_______________________ Дата ввода скважины из бурения _________ г. Цель закачки_____________________________________________________________ Скважина №____________ НГДУ_______________ Диаметр э/колонны ________ мм Текущий забой ________ м Интервалы перфорации _______________________________ м 3 Приёмистость ______ м /сут Рзак _______ МПа Горизонт_____________________ Технологическая жидкость в скважине плотностью ________________кг/м3 ______ НКТ опрессованы на Р =_________ МПа "_____"_________________200 г. Подготовка к закачке Спустить в скважину ___________________ на ___________НКТ на глубину __________ м Тип пакера ________ № ______хвостовик на __________ НКТ длиной _________м Vнкт__________ м3 Завезти на скважину : а) химреагенты:___________________________________________________________ б) тех. жидкость плотностью_________ кг/м3 в объеме__________м3 воду пресную в объеме_______м3 Процесс закачки 1. Опрессовать нагнетательную линию на _______ МПа 2. Восстановить циркуляцию прямой промывкой до выхода скважинной жидкости 3. Закачать по НКТ химреагент в объеме_________м3 4. Довести химреагент до низа НКТ тех. жидкостью плотностью ______ кг/м3 в объеме _______ м3 5. Произвести посадку пакера на глубине ________ м 6. Закрыть затрубную задвижку: (нет), (да) нужное подчеркнуть 7. Продавить по НКТ химреагент тех. жидкостью плотностью _________ кг/м3 в объеме_______м3 Максимальное давление при продавке __________ МПа 8. Оставить скважину на реагирование (коагуляцию) на ___________ ч Ответственный за подготовку к закачке мастер ЦКРС №____ _____________________ Ответственный за проведение закачки технолог __________ /________________/ Заместитель начальника ЦКРС №___ _____________ /_________________/ Ведущий технолог ОТС_________________ /________________________________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 143 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 24 АКТ на проведение ОПЗ скважины от "_____"_______200 г. Мы, нижеподписавшиеся: ИТР исполнителя__________________________________________________ (должность) (Ф.И.О) Бурильщик ЦКРС №____ _____________________________________ Ф.И.О) составили настоящий акт о проведённой ОПЗ скв.. № __________ с целью ________________________________________________________________ (увеличение приёмистости, разглинизация, кислотная ванна и т.д.) Расход __________________________________________________________ (концентрация и количество компонентов) __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ Приемистость до ОПЗ_____________________________ м3/сут Объём продавленного кислотного состава_________ м3 Начальное давление ___________________________ МПа Конечное давление ____________________________ МПа Остаточное давление, атм __________________________________________ Приемистость после ОПЗ__________________________м3/сут Начало операции ___________ час ________ мин Окончание операции ________ час ________ мин Подписи: ИТР исполнителя_______________________________________________________________ (Ф.И.О) (Подпись) Бурильщик ЦКРС №____ _________________________________________________ (Ф.И.О) (Подпись) Перечень спецтехники использованной при проведении ОПЗ: _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 144 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 25 СОГЛАСОВАНО Главный геолог ООО «Татнефть_______________ РемСервис» ____________________________ ____________________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ООО «Татнефть________________ РемСервис» _____________________________ ____________________ 200 г. ПЛАН проведения свабирования скважины Общие сведения по скважине Скв. №________ НГДУ _______________ _______________________площади Диаметр эксплуатационной колонны, мм _____________ Глубина, м ______________________________________ Интервалы перфорации, м ___________________________________________________ ____________________________________________________________________________________ Искусственный забой, м _________________________ Глубина спуска НКТ, м _________________________ Оборудование низа НКТ _________________________ Давление пластовое, МПа _________________________ Обводнённость, % _________________________ Плотность пластовой воды, кг/м3 _________________________ Объём жидкости глушения, м3 _________________________ Плотность жидкости глушения, кг/м3 _________________________ Коэффициент продуктивности, т/сут МПа. Работы, проведённые до свабирования ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ План проведения работ Допустимое снижение уровня при свабировании, м ________________________ Количество циклов свабирования _______________________________________ Объём жидкости, отбираемый по циклам, м3 ______________________________ Методы исследования скважины _______________________________________ Ответственный за подготовку скважины и безопасное производство работ по свабированию мастер КРС ___________________ /____________/ Примечания 1 Вести контроль над состоянием газовоздушной среды на содержание сероводорода (постоянно). 2 При наличии в продукции скважины ПДК сероводорода производить его нейтрализацию (постоянно). З Не допускать на территорию скважины технику с неисправным искрогасителем (постоянно). 4 Въезд на территорию скважины любой спецтехники производится с проверкой техническ ого состояния иск рог асителей с обязательн ым составлением акта (постоянно). 5 Расстановка спецтехники при производстве вывозов технологической жидкости и других технологических процессах проводится с учетом розы ветров (постоянно). 6 Агрегат по свабированию установить на территории скважины с учетом розы ветров на безопасном расстоянии от желобной емкости (постоянно). Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 145 из 154 7 В бригаде иметь устройство для определения направления ветра (копус. флюгер). План составил геолог ЦКРС № ____ ________________________ /_____________________/ Заместитель начальника ЦКРС № _____ ______________________ /______________________/ Зам. начальника по геологии ЦКРС № _____ ___________________ /___________________/ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 146 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 26 АКТ на проведение свабирования скважины от "_____"_______200 г. Скв. №________ НГДУ _______________ _______________________площади Мы, нижеподписавшиеся, мастер ЦКРС№ ____ __________________________________________________________ начальник партии(оператор)_______________________________________________________ составили настоящий акт о нижеследующем: «____» ____________ 200 г. произведено свабирование скважины №________ НГДУ __________________ _______________________ площади. Виды работ до свабирования: _____________________________________________________________________________ Количество циклов свабирования Достигнутое снижение уровня по циклам, м Объём жидкости отобранной по циклам, м3 Методы исследования и результаты _________________ __________________ __________________ Мастер ЦКРС №________________ __________________ « _____»_____________ ___200_г. Начальник партии(оператор) ____________________ «_____»___________________200 г. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 147 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 27 АКТ на вызов подачи насоса от «_____» ___________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся, Представитель ЦДН и Г № ________ НГДУ___________________________________________ Мастер ЦКРС №____ ООО «Татнефть- ____________ РемСервис»______________________ Составили настоящий акт на вызов подачи насоса на скважине № _______________________ Подача есть, насос работает нормально. Мастер ЦКРС № ______ ___________________________________________________________ Представитель ЦДН и Г № ______ __________________________________________________ Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 148 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 28 АКТ на закачку АКЖ от «_____» ___________ 200 г. Мы, нижеподписавшиеся, Представитель организации (подразделения), производившей закачку АКЖ ________________________________________________________________________________ (должность, наименование организации (подразделения), Ф.И.О.) Представитель ЦППД ____________________________________________________________ (должность, Ф.И.О.) Составили настоящий акт о том, что в скважину №________ «_____» ___________ 200 г. была произведена закачка АКЖ на основе пресной воды или др. жидкости с добавлением ________________________________________________________________________________ (состав, масса компонентов) в объеме _______ м3, завезенной согласно накладной №_____ от «_____» __________ 200 г. в автоцистернах ________________________________________________________________ (марка и гос. №) ________________________________________________________________________________ Давление в начале закачки _________ МПа. Давление в конце закачки _________ МПа. Установлен пакер _______________________ на глубине ____________ м. (наименование пакера) Диаметр эксплуатационной колонны _______ мм. Диаметр НКТ ______ мм, глубина спуска ________ м. Представитель организации (подразделения), производившей закачку АКЖ ________________________________________________ (подпись) Представитель ЦППД _______________________________________________________ (подпись) Соответствие состава АКЖ: Автоцистерна гос. № ______ : рН _______, плотность _______ кг/м3, концентрация неорганического фосфора (в составе с диаммоний фосфатом) ___________ кг/м3, бактерицида _______ кг/м3, гос. № ______ : рН _______, плотность _______ кг/м3, гос. № ______ : рН _______, плотность _______ кг/м3. Заведующий лабораторией __________________________________________________ наименование лаборатории _________________________________ _____________________________________ подпись, дата Ф.И.О. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 149 из 154 ПРИЛОЖЕНИЕ 29 Лист : 1 . АКТ НА СДАЧУ СКВАЖИНЫ ИЗ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА Скв.№ Подрядчик предприятие (исполнитель) : Заказчик : Назначение скважины: до / после рем. Способ эксплуатации: до / после рем. Начало / оконч. рем : Рем. № Подъемник Месторождение : Площадь : Признак ремонта : Акт принят : Признак расчета доп. добычи: Наименование СМС: Код ОКАТО: 1.ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ О РЕМОНТЕ Ц К О Вид работы код наименование Метод работы код Причина ремонта наименование наименование Центр контроля ответственности (ЦКО) : 1-УПНП и КРС, 2-УМУН, 3-УК ТН-Бурение, 4-НГДУ, 5-Бюджет РФ, 6-Совместная деятельность, 7-Реликвидация, 8-Производственные затраты на ПРС,9-Ликвидация, переликвидация 2.НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ Дата определения До ремонта Метод определения верх После ремонта низ верх низ 3.КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ Вид колонны Направление Внутренний диаметр, мм, D Интервал установки, м верх низ Диаметр, Толщина мм стенки, мм Материал Внутреннее Цемент, м посл. рем покрытие верх низ Закачано цемента, т Кондуктор Эксплуатационная Дополнительная колонна Летучка 4.ИСПЫТАНИЕ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ Метод испытания Вид колонны Код Дата испытания Давление, атм Наименование Состояние 5.ИНТЕРВАЛЫ НАРАЩИВАНИЯ ЦЕМЕНТА ЗА КОЛОННАМИ, м Вид колонны До ремонта Наименование верх 6.АЛЬТИТУДА И ЗАБОЙ СКВАЖИНЫ Альтитуда, м До ремонта муфты фланца муфты Альтитуда ротора, м Искус. заб., м После ремонта фланца До ремонта После ремонта После ремонта низ верх Стоп-кольцо, м Тек. заб., м До ремонта После ремонта Состояние забоя До ремонта После ремонта Наименование Наименование Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 150 из 154 низ Лист : 2 Скв 7.ПЕРФОРАЦИЯ, ОТКЛЮЧЕНИЕ ПЛАСТОВ Дата перфорации Вид Дата изоляции / Дата перестрела Горизонт Интервал, м Пласт верх Перфоратор Назначение перфорации низ Плотно Кол-во сть, отв. отв. / м Д - действующий, И - изолирован, П - перестрел (серым цветом - выполнены во время ремонта) 10.ИНТЕРВАЛЫ ПЕРФОРАЦИИ СПЕЦОТВЕРСТИЙ ПЕРЕД РИР, м Верх Низ 11.ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧКИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ ПРИ РИР Давление закачки, МПа Заливочные трубы Технологическая схема Диаметр, мм Глубина спуска, м Начальное Закачано материала в фильтр Конеч ное Количество Наименование Е.И. 12.УСТАНОВКА СРЕДСТВ ОТКЛ. ПЛАСТОВ И НАРУШЕНИЙ КОЛОНН Средство отключения Наименование Интервал бурения Интервал установцементной пробки, ки, м м Колонна - "летучка" Код Материал, диаметр Верх Низ Верх Время ОЗЦ, ОПМС, час Низ 13.ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧКИ В СКВАЖИНУ РЕАГЕНТОВ при ОПЗ (ПНП) Код вида работы Способ доставки реагента на забой Наименование Давление закачки, . начальное конечное Глубина установки пакера, м Время фиксации, час Способ очистки забоя от продуктов реакции 15.ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ КРС Способ освоения Дата испытания Откачано жидкости, м3 Плотность жидкости, кг/м3 16.РАСХОД МАТЕРИАЛОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ Код вида работы Вид работы Материал (реагент) Плотность г /см3 Концен трация, % Количество 17.ОСНОВНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ (группировка сумм по ЦКО). Стоимость работы, руб Сметная Фактическая Продолжительность, час Плановая Фактическая ЦКО Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 151 из 154 Ед.изм ерения Стоимость, руб Чей реаг. 1-зак 2-исп Лист : 3 Скв. 17А .В том числе по видам работ (Вид работ из акт1) Вид работы Код Исполнитель работ Стоимость работы, руб Сметная Наименование Фактиче ская 17В. В том числе стоимость на сопровождение технологии из 17А Вид работы Код Наименование Сопровождение технологии Патент номер автор Патентообладатель 19.ОПИСАНИЕ ПРОИЗВЕДЕННЫХ РАБОТ. 21.Оборудование, установленное на скважине. Наименование реквизита Значение реквизита Устьевое оборудование Устьевой шток Тип оборудования низа НКТ Штанговый скважинный насос Пакер 1 ступень штанг Скребки Центраторы НКТ 1 ступени Общее количество скребков : Верхняя граница установки скребков, м : Нижняя граница установки скребков, м : Длина штанг со скребками, м : Общее количество центраторов : Оборудование установленное во время ремонта выделено жирным шрифтом. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 152 из 154 Продолжитель ность, час Плановая Ц К ФО а к т и ч е с к Стоимость а технологии я руб Лист : 4 Скв. Нач. ЦКТРС __________________Ф.И.О_________________________ "_____"________________20___г. Зам.нач. по геологии ЦКТРС _________________Ф.И.О_______________ "_____"________________20___г. Нач. ЦДНГ(ЦППД) "_____"________________20___г. __________________Ф.И.О___________________ Зам.нач. по геологии ЦДНГ(ЦППД) ________________Ф.И.О________________ "_____"________________20___г. Вед.технолого ЦДНГ (ЦППД)__________________Ф.И.О___________________ "_____"________________20___г. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 153 из 154 ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ Номера листов (страниц) Всего ли- изИзм. ме- заме- нен- ненных ных новых аннулированных стов (страниц) в документе Входящий № № до- сопроводи- ку- тельного до- мента кумента и дата Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» с. 154 из 154 Подпись Дата
