Правила ведения ремонтных работ в скважинах. рд 153-39-023-97 (утв. минтопэнерго рф 18.08.1997)

тампонажного материала используют полимерные материалы в соответствии с РД [7].
4.3.1.21. При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.
4.3.1.22. На период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.
4.3.1.23. Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.
4.3.1.24. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:
1) замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
2) метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
3) обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
4) по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
4.3.1.25. Оценка качества работы:
1) при оценке качества изоляционных работ руководствуются действующим РД. При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;
2) качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;
3) при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.
4.3.2. Установка стальных пластырей
4.3.2.1. Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 - 8 МПа. Стандартная длина пластыря - 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.
4.3.2.2. Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями РД [8]. Предусматривается следующая последовательность операций:
4.3.2.2.1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
4.3.2.2.2. Устанавливают в обсадной колонне на 50 - 100 м выше интервала перфорации цементный мост.
4.3.2.2.3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
4.3.2.2.4. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
4.3.2.2.5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:
1) геофизическими методами - интервал нарушения;
2) поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера - размеры нарушения с точностью +/- 1 м;
3) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.
4.3.2.2.6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).
4.3.2.2.7. Производят шаблонирование обсадной колонны:
1) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;
2) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;
3) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.
4.3.2.2.8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
4.3.2.2.9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с пп. 4.3.2.2.5 - 4.3.2.2.8.
4.3.2.2.10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно - гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.
4.3.2.2.11. Дорны и многолучевой продольно - гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.
4.3.2.2.12. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.
4.3.2.2.13. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.
4.3.2.2.14. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.
4.3.2.2.15. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости - удлиненные сварные.
4.3.2.2.16. Наружный периметр продольно - гофрированных заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.
4.3.2.2.17. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно - гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.
4.3.2.2.18. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая:
1) на устье скважины собирают дорн с продольно - гофрированной трубой;
2) дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
3) соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;
4) приглаживают пластырь лорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4 - 5 раз;
5) не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;
6) поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.
4.3.2.2.19. Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.
4.4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП
4.4.1. Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.
4.4.1.1. Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого - технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:
1) установка фильтров;
2) заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;
3) термические и термохимические способы;
4) металлизация;
5) синтетические полимеры;
6) песчано - смолистые составы;
7) пеноцементы.
4.4.1.2. Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.
4.4.2. Выбор и подготовку скважин для ремонта осуществляют в соответствии с действующим РД по технологии крепления призабойной зоны.
4.4.3. Подготовительные работы.
4.4.3.1. Определяют температуру в зоне тампонирования.
4.4.3.2. Определяют содержание механических примесей в продукции.
4.4.3.3. Определяют дебит и содержание воды в продукции.
4.4.3.4. В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.
4.4.3.5. Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агрегат ЦА-320 М.
4.4.3.6. Останавливают и глушат скважину.
4.4.3.7. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.
4.4.3.8. Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции. При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.
4.4.3.9. Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.
4.4.3.10. Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.
4.4.3.11. Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.
4.4.3.12. Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.
4.5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин
4.5.1. Подготовительные работы.
4.5.1.1. Составляют план ликвидации аварии. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.
4.5.1.2. План ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуется с противофонтанной службой и утверждается главным инженером предприятия.
4.5.1.3. Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.
4.5.1.4. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, спецдолот, фрезеров и т.п.
4.5.1.5. При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.
4.5.1.6. При проведении ремонтно - изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также против проницаемых нефтепродуктивных пластов.
4.5.2. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы производят по специальному плану.
4.5.2.1. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.
4.5.2.2. При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным пространством с соблюдением специальных мер безопасности.
4.5.3. Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций:
1) спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;
2) в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.
4.5.4. Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности. Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы. Затем обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был офрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10 - 20 кН.
4.5.5. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы - внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.
4.5.6. Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют труболовки, колоколы, метчики, овершот, магнитные фрезеры, фрезеры - пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае, если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.
4.5.7. Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи удочки, крючка и т.п. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.
4.5.8. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия.
4.6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов
4.6.1. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений.
4.6.2. Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.
4.6.3. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.
4.6.3.1. Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50 - 100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.
4.6.3.2. Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта.
4.6.3.3. Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов.
4.6.3.4. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.
4.6.3.5. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.
4.6.3.6. Метод установки цементного моста применяют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии

Постановления и Указы »