Капитальный ремонт скважин акт

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

капитальный ремонт скважин- подряд сроки односторонние акты

#1 Виктор2405 Виктор2405 —>

#2 ВЭН ВЭН —>

т.е мы расценили как односторонний отказ ст. 717 ГК РФ

#3 Irina_N Irina_N —>

Обосновать свою позицию мы предлагаем Заказчику спустить ловильный инструмент и вытащить это «что то».

Сообщение отредактировал Irina_N: 24 May 2010 — 18:46

#4 Виктор2405 Виктор2405 —>

апитальный ремонт скважин:

«. 15. Капитальный ремонт скважин — комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе:
восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;
восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента;
спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;
воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, солянокислотная обработка пласта и др.);
зарезка боковых стволов и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте (без полной замены обсадной колонны);
изоляция одних и приобщение других горизонтов;
перевод скважин по другому назначению;
исследование скважин;
ликвидация скважин. »
Приказ Ростехнадзора от 23.04.2007 N279. Сами мы не могли вытащить вытащить посторонний предмет т.к они сняли нашу бригадц с скважины и не И не допускали нас . По договору у нас в случае аварии создается комиссия. На комиссии определяется виновная сторона. Во исполнения мы составили протокол техсовещания на котором нами было предложено все таки завершить наши работы и вытащить посторонний предмет, а они в отказ мол не надо. Поэтому где по Вашему наш косяк. Или я что то не понимаю. По поводу ст. 741 ГК РФ вот именно мы и исполняли выданный ими наряд-заказ в котором они указали не тот диаметр трубы которые следовало нам использовать при ремонте.

Источник

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

РД 39-1-402-80
Инструкция по планированию, финансированию и организации ремонта скважин и процессов повышения нефтеотдачи пластов

Купить РД 39-1-402-80 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

• Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
• Курьерская доставка (7 дней)
• Самовывоз из московского офиса
• Почта РФ

Инструкция предназначена для упорядочения в отрасли планирования, финансирования и организации ремонта на скважинах и работ по повышению нефтеотдачи пластов

Оглавление

1 Общие положения

Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пласта

Подземный (текущий) ремонт скважин

3 Организация работ

Капитальный ремонт скважин

Подземный (текущий) ремонт скважин

Приложение 2.1. Форма заказа на производство капитального ремонта скважины

Приложение 2.2. Калькуляция эксплуатационных расходов на капитальный ремонт скважин

Приложение 2.3. Сводная схема затрат на производство работ по капитальному ремонту скважин

Приложение 2.4. Расчет сметы затрат на ремонт 1-й скважины

Приложение 2.5. План работ по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пласта

Приложение 2.6. Система планово-оценочных показателей управлений по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин

Приложение 2.7. Система планово-оценочных показателей цехов и бригад капитального ремонта

Приложение 2.8. Квартальный план-график работы бригад капитального ремонта скважин

Приложение 2.9. Система планово-оценочных показателей цехов и бригад подземного (текущего) ремонта скважин

Приложение 2.10. График движения бригад подземного (текущего) ремонта по скважинам цеха добычи нефти и газа (нефтепромысла)

Приложение 2.11. Форма заказа на подземный (текущий) ремонт скважины

Приложение 3.1. Наряд на ремонт скважины № цеха по добыче нефти и газа (нефтепромысла)

Приложение 3.2. Акт о приемке (сдаче) скважины, установленного оборудования и территории в капитальный ремонт

Приложение 3.3. Акт о сдаче (приемке) скважины из капитального ремонта

Приложение 3.4. Технический наряд на проведение подземного (текущего) ремонта скважины

Приложение 3.5. Акт о приемке (сдаче) скважины № на/из подземный (подземного) — текущий (текущего) ремонт (ремонта)

Дата введения	01.07.1980
Добавлен в базу	01.02.2020
Актуализация	01.01.2021

Этот документ находится в:

• Раздел Экология
  • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
    • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
      • Раздел 75.180.10 Оборудование для разведки, бурения и добычи

• Раздел Строительство
  • Раздел Нормативные документы
    • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
      • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

Организации:

08.05.1980	Утвержден	Министерство нефтяной промышленности СССР
Разработан	ВНИИОЭНГ

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ. УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ, ФИНАНСИРОВАНИЮ И ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ РД 39-1-402-80

Москде ВНИИОЭНГ 1980

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Заместителем Министра нефтяной промышленности АЗ. Валихановым

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ, ФИНАНСИРОВАНИЮ И ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Москва ВНИИОЭНГ 1980

добыче нефти и газа передает цеху ПРС (ПКРС) ‘Заказ на подземный (текущий) ремонт скважины №. ‘ (приложение

2.11.). Наряд должен содержать перечень получаемых ремонтных работ на скважине и ее геолого—техническую характеристику.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ Капитальный гемзнт скважин

3.1. Основанием для производства ремонта скважин является утвержденный НГДУ месячный квартальный план-график бригад КРС.

3.2. На основании плана-графика НГДУ (цех по добыче) за 5 дней до планируемого ремонта скважины представляет в службу ремонта результаты ее исследований, к числу которых относятся:

а) данные исследований методами НГК, ННК, ИНГК, при определении водонефтяного контакта в неперфорированном пласте, при вскрытой кровле водонефтяного пласта, а также в пласте, обводненном закачиваемой водой;

б) данные исследований методами радиоактивных изотопов (при определении притока нижней воды и зон поглощений за эксплуатационной колонной);

в) данные косвенных методов нефтепромысловых исследований — анализ промыслового материала, направление и распределение отборов жидкости и закачки воды, динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовые давления, а также различные виды каротажа.

3.3. Исследования, осуществления которых представляются затруднительными для заказчика КРС — НГДУ, по договоренности сторон могут быть поручены ремонтной службе.

В этом случае комплекс необходимых исследовательских работ включается в объем ремэнтных работ.

9 Инструкции по безопасному ведению работ на скважинах с применением воздушного компрессора;

3.16. В период освоения скважины заказчик — НГДУ (цех по добыче нефти и газа) обязан осуществлять контроль за работой глубиннонасосной установки вплоть до выхода скважины на оптимальный режим,

3.17, Исполнитель ремонта обязан после окончания р АБ-234.

4.4. Затраты на подземный (текущий) ремонт скважин относятся на себестоимость добычи нефти и газа,

4.5. Работы по повышению нефтеотдачи пластов и увеличению продуктивности (приемистости) скважин финансируются за счет централизованного «фонда повышения нефтеотдачи пластов».

4.6. Формирование фонда и его расходование осуществляется в соответствии с «Инструкцией о порядке планирования, финансирования и учета затрат в нефтяной промышленности, производимых за счет фонда повышения нефтеотдачи пластов* утвержденной Госпланом СССР, Минфином СССР, Госкомцен СССР, ГКНТ и ЦСУ СССР 6 июля 1977 г. №АБ-31-Д.

4.7. Работы по ликвидации скважин производятся за счет уменьшения уставного фонда.

Гл* геолог НГДУ Гл. инженер НГДУ

на производство капитального ремонта скважины № _

1. Краткая геолого-техническая характеристика и состояние скважины

Диаметр ствола _ Кривизна ствола _

Подземное оборудование _

Искусственный забой _

Интервалы перфорации _

Отметка ротора _

2. История бурения скважины:

Начало бурения _

Зоны неф те- и водопроявлен ий ____________________________

Аварии в процессе бурения _

Высота подъема цемента а) за кондуктором _

б) за эксплуатационной колонной

3. История эксплуатации скважины:

Дата ввода Способ освоения _

Начальный дебит нефти . % воды _

Настоящая инструкция разработана в лаборатории технико-экономических исследований добычи нефти и газа ВНИИОЭНГ

Авторы: К.Э.Н. Африканов С.С._# х«э«и_# Волихлнова А.М., Галуо-тов А.М., Зарецкий Б_#Я„ Золоев И.Т._# МахмудОеков Э.А_## Мишина И.В.

Всесоюзный научно-исследовательский институт организации, управление и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ). 1980.

Продолжение преложены я 2.1.

Замечания к эксплуатационному периоду скважины, динамика обводнения. перечень ремонтов, их результаты и т*д. _.

4. Состояние скважины к началу ремонта:

Дебит _____________________ % воды

Характер и уд, вес воды _

Содержание сероводорода в % ______________________________________________

Состояние забоя (засоренность) .

Пластовое давление . . . . . __________Стат, уровень ..

Динамнч. уровень . .. _ _

5, Проведенные исследования:

Определение места притока воды, нарушения эксплуатационной колонны и т.д. (материалы прилагаются) _

6, Характер и описание аварии (акт о расследовании аварий прилагается)

8, Вид, подвид ремонта по классификатору шифр

9, Ожидаемый дебит_

10, Ожидаемая обводненность _

Начальник цеха по добыче нефти и газа (нефтепромысла)

Ст. геолог цеха по добыче нефти и газа (нефтепромысла)

Инструкция по планированию, финансированию и организации ремонта скважин и процессов повышения нефтеотдачи пластов РД 39-1-402-80

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 17 июня 1980 г_# N? 326.

Срок введения установлен с 1 июля 1980 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Важнейшую часть основных фондов нефтяной промышленности составляют нефтяные, газовые и нагнетательные скважины.

Скважиной называется сооружение, оснащенное фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенное для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ-3 9.036-70).

1.2. Поддержание работоспособности скважин является основной задачей службы ремонта скважин, которая состоит из специализированных цехов НГДУ или подчиненных объединениям Управлений. Служба ремонта скважин осуществляет капитальный ремонт скважин, их текущий (подземный) ремонт и работы по повышению нефтеотдачи пласта.

Кроме того, на службу ремонта скважин возложено производство работ по ликвидации скважин после эксплуатации.

1.3. Осуществляемые ремонтной службой работы имеют различное назначение и экономическую сущность. Различны системы их планирования и источники финансирования.

Настоящая инструкция предназначена для упорядочения в отрасли планирования, финансирования и организации ремонта на скважинах и работ по повышению нефтеотдачи пластов.

1.4. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

1.5. Подземным (текущим) ремонтом скважин (ПРС) называется направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по замене скважинного и устьевого оборудования и работ по изменению режима ее эксплуатации, переводу работы скважин с одного способа эксплуатации на другой, очистке подъемной колонны от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок.

1.6. К процессам по повышению нефтеотдачи пластов относятся работы по созданию различных оторочек, очага горения и закачки различных агентов с целью более полного извлечения нефти из недр.

1.7. Единицей ремонтных работ является скважшю—ремонт. Это комплекс подготовительных основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Если после окончания ремонтных работ скважина не отработала 48—часового гарантийного срока, то, независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, работы эти считаются продолжением первоначального ремэнта, т.е. одним скважин о—ремонтом.

1.8. В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории.

К первой категос ш сложности относятся ремонты при глубине скважин до 1500 м.

Ко второй категории — относятся все виды ремонтов, производимые в скважинах глубиной более 1500 м.

Кроме того, независимо от глубины, к этой категории относятся все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением

смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта, работы на скважинах с сильными нефтегазопроявлениями, ремонты в наклонно направленных скважинах, все виды ремонтно-изоляционных работ, работ по закачке изотопов в пласт и технологически необходимые неоднократные цементные заливки, а также все другие ремонты, не вошедшие в первую категорию.

1.9. Основанием для постановки и рассмотрения вопроса о необходимости проведения большинства видов ремонтных работ по каждой конкретной эксплуатационной скважине является наличие аномалии (несоответствия) в величинах дебита нефти, содержания воды в продукции и, наконец, ее аварийное состояние;

в нагнетательной скважине — давление закачки, приемистость;

В качестве эталонных, как правило, служат значения указанных параметров по окружающим скважинам, группам скважин, отдельным горизонтам и пластам.

1.10, Обоснование необходимости проведения ремонтных работ и определение их вида, как правило, производятся в результате анализа геолого-експлуатационных данных по скважине и окружающим скважинам, данных разработки отдельных участков залежи и пласта в целом, данных исследовательских работ в скважинах.

При этом основными исходными данными являются:

а) дебит нефти и ее обводненность в динамике с начала эксплуатации скважин; в нагнетательных скважинах —приемистость и давление закачки;

б) литологическая характеристика продуктивного пласта и характер его насыщенности по мощности (нефть, вода);

в) положение ВНК на дату начала эксплуатации скважины;

г) конструкция скважины: диаметр ствола и глубина скважины, параметры и конструкция обсадной колонны, интервалы вскрытия продуктивного пласта перфорацией;

д) физико-химические свойства пластовых вод, имеющихся в разрезе скважины, в том числе воды, используе-

мой для заводнения и добываемой вместе с нефтью (пластовая, закачиваемая, «чужая» и их смеси);

е) расположение скважины на залежи по отношению к контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д,;

ж) геолого-техническая характеристика нагнетательных скважин (данные геофизических исследований, исследований РГД и др.);

з) наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположение по отношению к продуктивному;

и) описание проведенных ранее исследований в скважине ремонтных и изоляционных работ, работ по увеличению продуктивности призабойной зоны пласта и их результаты.

1.11. В случае, когда результаты анализа гео лого—эксплуатационных данных не позволяют однозначно определить вид необходимого ремонта или обосновать выбор метода его осуществления, разрабатывается комплекс дополнительных исследований, включаемые в объем ремонтных работ.

1.12. Параметры, характеризующие скважины и обосновывающие необходимость проведения ремонтов, устанавливаются отдельно для каждого конкретного месторождения

и стадии его разработки;

1.13. В зависимости от характера проводимых операций ремонтные работы в скважинах планируются и учитываются в соответствии с утвержденным «Классификатором ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов» (РД-39-1-149-79).

2.1. Ремонтные работы на скважинах относятся к гео— лого-‘гехническим мероприятиям, направленными на наиболее эффективное использование фонда скважин, при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды и рациональной разработки месторождения (залежи) с целью поддержания или восстановления проектных уровней добычи нефти, увеличения продуктивности (приемистости) нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов,

2.2, Планирование ремонтных оабот является частью

технико-экономического планирования и включает: капитальный ремонт скважин или их ликвидацию, мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта и подземный (текущий) ремонт.

Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пласта

2.3. Планированию ремонтных работ на скважинах предшествует осуществляемое геологической службой НГДУ выявление потребности в ремонтах, исходя из состояния скважин и плана геолого-технических мероприятий.

2.4. Состояние скважин определяется на основании зафиксированных в эксплуатационных журналах и паспортах скважин данных наблюдений мастеров нефтепромысла и результатов приеденных геолого—технических обследований.

2.5. В результате выявления потребности в ремонтах НГДУ (цех по добыче нефти и газа) оформляет на каждую требующую ремонта скважину ‘заказ на производство капитального ремонта скважины N? (приложение 2,1),

2.6. Заказы составляются на весь фонд скважин, подлежащий ремонту в предстоящем году и в срок до 31 октября текущего года передаются службе ремонта скважин -УПНП и КРС, ЦКРС, ЦПКРС.

В заказах указывается цель и вид предполагаемого ремонта, ожидаемый эффект от его проведения (дебит, обводненность), а также геолого—техническая характеристика скважины,

2.7. Служба ремонта скважин на основании полученных заказов, исходя из наличия бригад, оборудования и техники в срок до 15 ноября т.г. составляет ‘Проект годового плана работ по КРС и ПНП’ по основным видам ремонтов. Для УПНП и КРС, обслуживающих ряд НГДУ, проект плана составляется также в разрезе НГДУ.

2.8. К проекту плана должны быть приложены:

‘Калькуляция эксплуатационных расходов на КРС’ (приложение 2.2.),

‘Сводная смета затрат на производство работ по КРС’ (приложение 2.3.),

‘Расчет сметы затрат на ремонт одной скважины’ (приложение 2,4,),

2.9. Объем ремонтных работ определяется исходя из количества бригад, их сменности, предусматриваемого роста производительности труда и норм продолжительности 1—го ремонта,

2.10. В срок до 1 декабря т.г. производственное объединение — для УПНП и К PC, а нефтегазодобывающее управление — для UKPC устанавливают ‘План работ по КРС

ПИП на. год’ с поквартальной разбивкой (приложение 2.5.).

2.11. Одновременно службе ремонта скважин утверждается система планово-оценочных показателей — для УПНП и КРС (приложение 2,6.) и для UKPC (приложение 2.7.).

2.12. Служба ремонта скважин на основании установленных ей плановых показателей составляет смету затрат на производство ремонтов, определяет себестоимость одного бригадо-часа ремонта.

2.13. На мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта, включенные в план внедрения новой техники, составляется отдельная смета.

2.14. До начала каждого квартала служба ремонта скважин совместно с НГДУ (цехом по добыче нефти и газа) в соответствии с годовым планом работ по КРС и ПНП из общего числа заявленных к ремонту скважин выбирает скважины, подлежащие ремонту в течение предстоящего квартала.

Выбор скважин и установление очередности их ремонта должны осуществляться с учетом ожидаемого эффекта от ремонтных работ.

2.15. За 15 дней до начала квартала служба ремонта скважин составляет ‘Квартальный план-график работы бригад капитального ремонта скважин’ (приложение 2.8.). Квартальный план-график составляется с разбивкой по месяцам и кроме номеров скважин, подлежащих ремонту, со-

держит сроки их проведения, сметную стоимость, ожидаемый эффект и др. показатели.

2.16. Квартальный план-график утверждается гл.инженером и гл.геологом УПНП и КРС (для цехов КРС — гл.ии-женером и гл.геологом НГДУ), после чего является основанием для проведения предусмотренных ремонтных работ на указанных в нем скважинах в установленные сроки.

2.17. Изменения квартального плана-графика допускаются в пределах установленного на квартал объема ремонтных работ с разрешения вышестоящей организации — объединения, НГДУ.

2.18. Заказы на производство капитального ремонта скважин, не включенные в квартальные планы-графики, остаются в службе ремонта и учитываются при составлении планов на последующие периоды.

Подземный (текущий) ремонт скважин

2.19. Планирование подземного (текущего) ремонта скважин осуществляется исходя из мероприятий по улучшению режима работы скважин и продолжительности их межремонтного периода.

2.20. За 15 дней до начала года НГДУ устанавливает цеху ПРС, ПКРС общее количество подземных ремонтов и планово-оценочные показатели (приложение 2.9,).

Одновременно цеху утверждается смета затрат. Все показатели устанавливаются на год с поквартальной разбивкой,

2.21. На основании поквартальной разбивки плана, за 15 дней до начала каждого месяца НГДУ устанавливает плановые показатели на предстоящий месяц,

2.22. На основании месячного плана служба ремонта совместно с цехом добычи нефти и газа разрабатывает •Трафик движения бригад подземного (текущего) ремонта

по скважинам цеха добычи нефти и газа* (приложение 2.10.), который является основанием для проведения ремонтных работ на указанных в нем скважинах в установленные сроки.

2.23. К составлению графика движения бригад цех по

Источник