3.1.4.7. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.
3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады
3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования.
3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.
3.2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.
3.3 Подготовка устья скважины
3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин.
3.3.2. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.
3.3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина - заглушена.
3.3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.
3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.
3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.
3.3.7. Расставляют оборудование.
3.3.8. Производят монтаж мачты.
3.4. Подготовка труб
3.4.1. Общие положения.
3.4.1.1. Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).
Таблица 3
Соотношение диаметров колонн
Диаметр колонны, мм | |||
обсадной | бурильной | обсадной | бурильной |
114 | 60 | 219 | 114 |
127 | 60 | 219 | 127 |
140 | 73 | 219 | 140 |
146 | 73 | 245 | 114 |
168 | 89 | 245 | 127 |
178 | 89 | 245 | 140 |
178 | 102 | 273 | 127 |
194 | 102 | 140 | 140 |
194 | 114 | 299 и более | 140 |
3.4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631-75, с замками по ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения приведены в табл. 3.
3.4.1.3. Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых стволов производят аналогично расчету колонн для бурения наклонно направленных скважин. Кроме того, перед зарезкой нового ствола состояние бурильных труб проверяют существующими методами контроля.
3.4.1.4. Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежденных участков колонны, крепления вторых стволов, производят в соответствии с действующими руководящими документами.
3.4.1.5. При проведении ремонтных работ допускается использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами и в условиях сероводородной агрессии.
3.4.1.6. Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ) перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных в действующих РД и нормативно-технических документах.
3.4.1.7. Транспортирование труб на скважину производят на специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками.
3.4.1.8. В процессе подготовки труб проверяют состояние их поверхности, муфт и резьбовых соединений.
3.4.1.9. При шаблонировании труб в случае задержки шаблона трубу следует забраковать.
3.4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.
3.4.1.11. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами.
3.4.1.12. Не допускается использование переводников и узлов с проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов.
3.4.1.13. Подъемные патрубки и переводники должны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.
4. Капитальный ремонт скважин
4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн
4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.
4.1.2. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего оправочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3-5 мм.
4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30°. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).
4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.
4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.
4.2. Ремонтно-изоляционные работы
4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов.
4.2.1.1. Изоляционные работы по п. 4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта;
1) производят глушение скважины;
2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым);
3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);
4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;
5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 , проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);
6) выбирают тип и объем тампонажного раствора;
7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;
8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;