Категория сложности ремонта скважин

Категория сложности скважин

Скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений распределяются по следующим категориям:

— нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м³/т и более;

— нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

— нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более;

— нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м³ для сероводорода; 3 мг/м³ в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих (ГОСТ 12.1.005-88);

— нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м³/т;

— нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%;

— скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.

— скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м³/т;

Скважины, расположенные на спецоснованиях, насыпных дамбах, а также на «кустах» считаются на одну категорию выше.

Категория опасности для площадей и отдельных скважин определяется ежегодно комиссией, состоящей из ведущих специалистов технологической и геологической служб НГДУ и противофонтанной службы (АВО).

В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и противофонтанной службой с оформлением акта.

2.Схема обвязки противовыбросового оборудования.

Типы и основные параметры противовьгбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862-80 .

Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 5):

1 — двухгтревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной
крестовиной (см. рис. 5, а);

2 — трехпревеигорная, с двумя линиями манифольда, с одной
крестовиной (см. рис. 5, б);

3 — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя
крестовинами (см. рис. 5, е.);

4 — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя
крестовинами (см. рис. 5, г).

Под стволовой частью ОП понимается совокупность состав­ных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых со­впадает с осью ствола скважины, последовательно установлен­ных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифояьдом ОП называется система тру­бопроводов, соединенных по определенной схеме и снабжен­ных необходимой арматурой (включает в себя линии дроссели­рования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть спрессовано водой.

ОП должно обеспечивать гер­метизацию устья скважины с на­ходящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протас­кивание бурильных труб с зам­ковыми соединениями и обсад­ных труб с муфтовыми соедине­ниями.

Линии ПВО закрепятся на опорах и направлены в сторону от произв., быт. Сооруж.с уклоном от устья с составлением акта на крепление линий.

Длина линий должна быть:

— для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т не менее 30 м;

— для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

На новых площадях длина линий устанавливается проектом с учётом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.

В условиях Татарстана длина выкидных линий, составляет по 30 м. каждая, а управление превентора переоборудывается на ручное. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Источник

Законодательная база Российской Федерации

Бесплатная горячая линия юридической помощи

Бесплатная консультация

Навигация

Федеральное законодательство

Действия

• Главная
• ПОСТАНОВЛЕНИЕ Минтруда РФ от 14.11.2000 N 81 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ЕДИНОГО ТАРИФНО — КВАЛИФИКАЦИОННОГО СПРАВОЧНИКА РАБОТ И ПРОФЕССИЙ РАБОЧИХ, ВЫПУСК 6, РАЗДЕЛЫ: «БУРЕНИЕ СКВАЖИН», «ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА»

Наименование документ	ПОСТАНОВЛЕНИЕ Минтруда РФ от 14.11.2000 N 81 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ЕДИНОГО ТАРИФНО — КВАЛИФИКАЦИОННОГО СПРАВОЧНИКА РАБОТ И ПРОФЕССИЙ РАБОЧИХ, ВЫПУСК 6, РАЗДЕЛЫ: «БУРЕНИЕ СКВАЖИН», «ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА»
Вид документа	постановление, перечень, справочник
Принявший орган	минтруд рф
Номер документа	81
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	14.11.2000
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	действует
Публикация	«Бюллетень Минтруда РФ», N 11, 2000
Навигатор	Примечания

ТИПОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОТНЕСЕНИЯ РЕМОНТОВ СКВАЖИН К КАТЕГОРИЯМ СЛОЖНОСТИ

Смена глубинного насоса с подъемом труб без жидкости при глубине подвески до 1300 м; смена глубинного насоса без подъема труб или ремонт плунжера насоса; изменение погружения глубинного насоса с подъемом труб с жидкостью при глубине подвески до 700 м; ликвидация отрыва или отвинчивания штанг на глубине до 1400 м; извлечение плунжера и ловля всасывающего клапана с проверкой состояния и ремонтом их при глубине подвески насоса до 1400 м; промывка (расхаживание) глубинного насоса, ликвидация обрыва полированного штока, оттартывание воды и грязи с забоя; смена подъемных труб однорядного и двухрядного лифтов, смена запарафиненных труб, изменение глубины погружения труб при однорядном лифте при любых способах эксплуатации с глубиной подвески подъемных труб до 1600 м; смена компрессорных труб двухрядного лифта или изменение глубины подвески их при глубине подвески внешних труб до 1000 м; промывка (очистка) скважин от песчаной пробки, глинистого раствора, промывка скважин горячей нефтью при глубине забоя до 1200 м; ликвидация гидратных пробок в стволах скважин, в которых статическое давление меньше давления столба жидкости от устья скважины до гидратной пробки; промывка скважины водой от осадков с постепенным спуском труб на глубину до 1300 м, перевод скважин с одного способа эксплуатации на другой при глубине подвески до 1200 м, смена насоса с подвески до 1300 м.

Смена глубинного насоса с подъемом труб без жидкости при глубине подвески более 1300 м; смена глубинного насоса без подъема труб или ремонт плунжера насоса, изменение погружения глубинного насоса при глубине подвески более 1500 м; смена глубинного насоса с подъемом труб с жидкостью при глубине подвески более 700 м; ликвидация обрыва или отвинчивания штанг на глубине более 1400 м; извлечение плунжера и ловля всасывающего клапана с проверкой состояния и ремонтом их при глубине подвески насоса более 1400 м; смена подъемных труб однорядного и двухрядного лифтов, смена запарафиненных труб, изменение глубины погружения труб при однорядном лифте при любых способах эксплуатации с глубиной подвески подъемных труб более 1600 м; смена компрессорных труб двухрядного лифта или изменение глубины подвески их при глубине подвески внешних труб более 1000 м; промывка (очистка) скважин от песчаной пробки, глинистого раствора при глубине забоя более 1200 м; очистка эксплуатационной колонны от парафина; спуск и подъем насосно — компрессорных труб при эксплуатации скважин электропогружными насосами различных марок, гидропоршневыми насосами, лифтами замещения, гидропарным способом при раздельно — одновременной эксплуатации двух и более горизонтов, установка беструбного насоса; ликвидация гидратных пробок в стволах скважин, в которых статическое давление превышает давление столба жидкости от устья скважины до гидратной пробки; промывка скважины водой от осадков с постепенным спуском труб на глубину свыше 1300 м; промывка скважин горячей нефтью при глубине забоя свыше 1200 м; ликвидация обрыва или отворота насосно — компрессорных труб или штанг с подъемом насосно — компрессорных труб с жидкостью; перевод скважин с одного способа эксплуатации на другой при глубине подвески 1200 м; термогазохимическая обработка забоя скважин независимо от глубины подвески насоса; подъем и спуск глубинных отсекающих пакеров различных марок независимо от глубины подвески; вскрытие продуктивных пластов.

Выполнение работ (на тросу) при помощи канатной техники под давлением через специальный лубрикатор (L = 7 м, m = 500 кг) и малогабаритный превентор:

1. Установка и извлечение забойных клапан — отсекателей оборудования плунжерного газлифта, газлифтных, обратных и глухих пробок.

2. Шаблонирование насосно — компрессорных труб (НКТ), отбивка забоя, спуск печатей для определения характера непрохождения инструмента.

3. Закрытие и открытие циркуляционных клапанов механических.

4. Установка цементного моста желонкой.

5. Ловильные работы скребковой проволоки, троса, посторонних предметов.

6. Спуск скребка для очистки НКТ от парафина.

7. Чистка скважин от песчаных пробок.

8. Свабирование скважин свабом.

9. Определение башмака НКТ.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

N п/п	Наименование работ	Категории
1	Возврат на выше- или нижележащие горизонты	I
2	Изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод (включая ликвидацию скважин)	II
3	Кислотно — смоляная обработка призабойной зоны	I
4	Оправка эксплуатационной колонны	II
5	Гидроразрыв и гидропескоструйная перфорация	II
6	Зарезка и бурение второго ствола скважины	II
7	Вырезка труб эксплуатационной колонны	II
8	Ловильные работы	II

Примечания. 1. Все виды работ на скважинах с сильными газовыми проявлениями и наклонно направленных относятся ко II категории сложности.

2. Все работы на скважинах глубиной свыше 1500 м относятся ко II категории сложности.

3. При одновременном производстве нескольких видов работ в одной и той же скважине категория сложности определяется по наивысшей.

Источник

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

Нефтяная промышленность

Поиск по этому блогу

вторник, 27 марта 2018 г.

Виды и характер ремонтов скважин, критерии оценки. Назначение видов ремонта, классификация. Изменение структуры и значения ремонтов в процессе разработки месторождений. Критерии оценки качества ремонта.

К капитальному ремонту относят наиболее сложные виды подземных ремонтов, для выполнения которых требуется специальное оборудование, инструмент, материалы и соответствующая квалификация персонала.

Причинами образования бездействующего фонда могут быть:

а) сложные аварии со скважинным оборудованием; б) неисправности в скважине, как техническом сооружении; в) нарушения, связанные с разработкой месторождения; г) осложнение и изменение параметров эксплуатационного объекта;

Капитальный ремонт — это комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности бездействующих скважин.

Сложность ремонтов повышается: — с увеличением глубин залегания продуктивных горизонтов; — разработкой месторождений наклонно-направленными горизонтальными скважинами, — на поздних стадиях разработки, в условиях выработки значительных запасов продукции, изменения режимов разработки, тотального обводнения и старения фонда скважин.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости КРС по каждой конкретной скважине является:

а) аварийное состояние,

б) наличие аномалий (несоответствия) в величинах добычи продукции и содержания в ней воды,

в) загрязнение окружающей природной среды.

г) выполнение своего назначения (выработка пластов, геологические решения)

Необходимость проведения КРС обосновывается: — требованием технологии рациональной разработки месторождений. — возможностью получения дополнительной продукции или стабилизации при улучшении технико-экономических показателей; — возможностью повышения производительности скважин; — несоответствием конструкции скважины условиям разработки, охране недр и окружающей среды; — несоответствием показателей (добычи, приемистости, воды, давления) геологическим параметрам пласта.

Текущий ремонт –комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии. ЦЕЛЬ-устранение различных неполадок и нарушений в режиме их работы и в работе подземного оборудования, также подготовка к опробыванию и освоению новых скв различного назначения, полученных после бурения или крс. Он зависит от надежности технологического эксплуатационного оборудования, поэтому виды ремонта и характер ремонтных операций главным образом определяет способ эксплуатации. Текущий ремонт подразделяют на:

Планово–предупредительный ремонт включает операции, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему ревизию, частичную или полную замену подземного оборудования, очистку и промывку забоя скважины, пропарку труб. Важность ремонта этой категории возрастает в условиях большого фонда механизированных скважин, эксплуатируемых глубинными насосами. Служба текущего ремонта скважин определяется совокупностью видов работ, непосредственно связанных с подготовкой и ремонтом, а также обеспечением его необходимыми техническими средствами.

Вынужденный ремонт (аварийный, непредвиденный, внеплановый) проводят для устранения внезапно появившихся отказов или дефектов в работе оборудования (обрыв, отвинчивание, прихват труб или штанг, обрыв кабеля или каната, заклинивание насосных агрегатов, падение оборудования и инструмента во время спускоподъемных операций и пр.).

При правильной эксплуатации оборудования, своевременном проведении планово-предупредительных ремонтов, использовании исправного инструмента вынужденные ремонты могут быть сведены до минимума.

К технологическим работам относятся следующие работы:

— оснащение скважин оборудованием при вводе в эксплуатацию,

— перевод скважин на другой способ эксплуатации,

— оптимизация режимов эксплуатации,

— специальный ремонт в связи с исследованием скважины.

— обработка произабойной зоны пласта и т. д.

Источник