Какими документами оформляется ремонт скважин

Прием-сдача скважин в ремонт и из ремонта

1. До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан:

· проверить наличие и состояние подъездных путей, при необходимости произвести отсыпку, планировку;

· произнести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т.п.;

· проверить и отревизировать станцию управления СК11, оборудовать, штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);

· проверить и отревизировать тормозную систему СК11;

· устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;

· проверить работоспособность коллектора;

· обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;

· на СК типа ПФ 8-3-40, «VULKAN» должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ограждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке ЦДНГ).

2. Ответственность за выполнение несет мастер ЦДНГ.

3. Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонт и после ремонта оформляется актом .

4. За 2 часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в течение 3-х часов представитель ЦДНГ не является то, удостоверившись, что цель ремонта достигнута, бригада переезжает на другую скважину по плану графика Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время – мастером – ЦПРС (ЦКРС) и мастером (ст. оператором) ЦДНГ ; в ночное время — ст. оператором ЦПРС и дежурным оператором ЦДНГ. В случае, когда по приезду представителя ЦДНГ скважина не готова, то прием-сдача скважины из ремонта переносится па дневное время с 9.00 до 16.00 часов.

5. Представитель ЦДНГ перед выездом па приемку скважины знакомится с планом на ремонт.

6. При приеме скважины от бригады ПРС и КРС проверяется:

· соответствие фактически выполненных работ — работам, указанным в плане па ремонт;

· правильность подвески полированного штока;

· укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и их качество.

7. Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра) при ходе вверх проверяется динамометрированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке прикладывается к эксплуатационному паспорту ШГН.

Главным критерием приема скважины из ремонта являются её дебит с коэффициентом подачи не менее 0,5 (см. Приложение №5), и правильность подгонки штанг.

8. Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пуска насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных АРМ технолога-геолога.

9. После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение 2-х суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают: мастер ЦПРС или ЦКРС с одной стороны и ст. геолог, ст. технолог, мастер ЦДНГс другой стороны.

10. Все спорные вопросы, возникающие по скважине, решаются на закрытии объёмов работ ЦПРС, ЦКРС (если они не разрешились в течение месяца).

Ревизия и комиссионные разборы УСШН

1.Все штанговые насосы, поднятые из скважины, при подземном ремонте в обязательном порядке поступают в ЦПП на ревизию.

2.В целях упорядочивания расследования неэффективных ремонтов скважин с УСШН устанавливаются следующие сроки подъема оборудования из скважин.

При повторных ремонтах (наработка 0-2 суток) оборудование должно быть поднято и предоставлено, комиссии в течение текущего месяца после отказа.

При преждевременных отказах (от 2 до 60 суток) оборудование должно быть поднято и представлено комиссии также в течение текущего месяца после отказа.

При затянувшихся ремонтах насос должен быть разобран сразу после вывоза его в ЦПП.

Для расследования причин отказов ШГН создается комиссия из представителей заинтересованных сторон. Комиссионному разбору подлежат ШГН, отработавшие 60 суток и менее, в т.ч.:

— затянувшийся ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка суток>;

— повторный, оборудованных ШГН (наработка от 0 до 3 суток);

— преждевременный ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка от 3 до 60 суток)

— на ШГН подлежащих комиссионному разбору, к эксплуатационному паспорту прилагается полная информация по эксплуатации скважины. В состав комиссии входят:

— представитель технологической группы ЦИТС — председатель комиссии;

а) представитель цеха, производившего спуск ШГН — член комиссии;

б) представитель ЦДНГ — член комиссии;

в) представитель ЦПП — член комиссии.

Начальник технологической группы извещает членов комиссии о времени проведения комиссионных разборов ШГН, которые осуществляются и трехдневный срок с момента поступления его на базу ЦПП.

— ШГН, поступившие на комиссионный разбор без паспорта, с незаполненным паспортом и в неполной комплектации, комиссией рассматриваются, но вина в этом случае возлагается на подразделение, которое не заполнило паспорт.

В случае, работоспособности насоса и герметичности замковой опоры представителями ЦПРС, ЦКРС должен быть предоставлен совместный акт с ЦДНГ на опрессовку НКТ или акт отбраковки НКТ, завизированный технологической группой.

В случае обнаружения отворота штанг вина возлагается на бригаду, производившую спуск поземного оборудования.

3. Комиссионный разбор ШГН при затянувшихся и повторных ремонтах осуществляется только в том случае, если он был предоставлен и ШГН не более, чем течение трех суток после подъема из скважин и следующее последовательности:

Визуальным осмотром определить наличие видимых дефектов ШГН. Механические повреждения и ослабление резьбовых соединений не допускаются.

Разобрать насос на составные детали, определить комплектность.

Визуальным осмотром определить, наличие механических примесей и посторонних материалов в деталях насоса.

Тщательно промыть пары «седло-шарик» всасывающего и нагнетательного их клапанов и определить их герметичность на специальном вакуум-приборе.

Собрать всасывающий и нагнетательного клапана установить их на стенд и произвести гидравлические испытания давлением > 10 МПа в течение 3 минут. Наличие утечек в паре «седло-шарик» не допускаются.

Тщательно промыть и протереть плунжер, произвести визуальный осмотр шлифованной поверхности и инструментальный замер.

а) наличие местных обнажений хрома (чернавин) но краям плунжера длинной не более 60 мм;

б) уменьшение наружного диаметра плунжера от наименьшего предельного размера по 2-м взаимноперпендикулярным плоскостям в 3-х несмежных сечениях из 10-ти не более 0,01 мм;

в) уменьшение номинального диаметра на концах, длиною 120 мм не более 0,05 мм:

г) уменьшить длину плунжера 111Х-29, 32 на 51 мм, 111Х-38, 44 на 37 мм.

Промыть и осветлить цилиндр насоса. Произвести инструментальный замер и определить группу посадки насоса.

Произвести визуальный осмотр конуса вставного насоса. При наличии на шлифованной поверхности конуса вмятин, рисок или забоин произвести его опрессовку в паре с замковой опорой давлением 10 МПа. Утечки в паре не допускаются.

Произвести визуальный осмотр торцевых уплотняющих поверхностей цилиндра и сопрягаемых с ними деталей. Наличие вмятин, раковин, трещин не допускается.

По результатам проверки насоса согласно комиссия устанавливает соответствие качества ШГН требованиям ТУ и ГОСТов, определяет причину отказа в работе и виновности сторон, результаты разбора заносятся в паспорт ШГН. Паспорта сдаются в технологическую группу ЦИТС.

В случае несвоевременного вывоза насоса по вине бригады ПРС и КРС, разбор производится без предъявления претензий к ЦПП.

В случае несвоевременного вывоза насоса по вине ЦПП, разбор его производится без предъявления претензии к ЦПРС, ЦКРС.

Порядок выполнения работы

1.Изучить необходимое оборудование для проведения ремонта штанговых и погружных электроцентробежных насосов, его назначение и конструкцию

2.Изучить порядок проведения разборки, сборки, ремонта штанговых и погружных электроцентробежных насосов

3.Кратко описать технологию ремонта, зарисовать схему стенда для испытания ЭЦН и записать технологию проведения испытаний

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Документация необходимая на скважине для КРС

П Е Р Е Ч Е Н Ь

документации, необходимой на скважине

для бригад капитального ремонта скважин и освоения

1. План работ на скважину.

2. Акт приема скважины в капитальный ремонт,освоение.

3. Схема обвязки устья скважин.

4. Пусковой паспорт.

5. Акт на испытание ограничителя подъема талевого блока.

6. Акт на испытание якорей.

7. Акт на опрессовку ПВО

8. Акт на испытание промывочного шланга.

9. Протокол № 1 на измерение сопротивления изоляции.

10. Паспорт заземляющего устройства.

11. Акты дефектоскопии на оборудование и инструмент.

12. Сертификат качества на талевый канат.

13. Тарировочная таблица на ГИВ-6

14. Эксплуатационные паспорта на оборудование и инструмент. Руководство по их безопасной эксплуатации.

15. Схема расположения оборудования на скважине (кусте) при капитальном ремонте,освоении, кислотной обработке,ГРП и ГПП, ГФР.

16. Схема строповки оборудования, инструмента при КРС и освоении.

17. Акт испытания предохранительных поясов и спасательных веревок.

18. График проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу “Выброс” и плану ликвидации возможных аварий.

19. Журнал осмотра оборудования, инструмента и предохранительных устройств

20. Вахтовый журнал бригады.

21. Журнал меры инструмента и НКТ.

22. Журнал проверки состояния условий труда.

23. Журнал регистрации инструктажей на рабочем месте.

24. Журнал учета результатов проведения учебных тревог.

25. Документация по предупреждению и ликвидации нефтегазоводопроявлений (согласно перечня) и Плану ликвидации аварий при КРС

26. Сборник инструкций по технике безопасности по профессиям и видам работ для работников бригад КРС и освоения.

27. Сборник инструкций по производству работ, связанных с повышенной опасностью.

28. Удостоверения по технике безопасности.

29. Документация на передвижной подъемный агрегат:

— акт испытания рессивера, мачты;

— акты дефектоскопии оборудования и узлов;

— инструкция по эксплуатации подъемника;

— вахтовый журнал машиниста;

— инструкция по ТВ для машиниста.

30. Список обученности работников бригады.

31. График проверки знаний работников бригады.

32. Акт о сдаче скважины из капитального ремонта в эксплуатацию.

33. Схема автодорог и расположения кустов на месторождениях.

34. Наряд-допуск на одновременные работы.

35. Перечень необходимого оборудования, инструментов и приспособлений при освоении и капитальном ремонте скважин, утвержденный руководством общества.

36. Разрешение ВПЧ на эксплуатацию электронагревательных приборов.

37. Акт на глушение скважины.

38. Задание на производство работ по глушению скважины.

39. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

40. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Источник

Какими документами оформляется ремонт скважин

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Дата введения 1997-11-01

РАЗРАБОТАНЫ открытым акционерным обществом «НПО «Бурение»

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

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

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

2.1. Гидродинамические исследования

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

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

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

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

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

Поинтервальные гидроиспытания колонны

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

Снижение и восстановление уровня

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

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

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

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

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

2.2. Геофизические исследования

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

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

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

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

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

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

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

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

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

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

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

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

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

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

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

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

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

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

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

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

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

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

Источник