Требования экологической безопасности при капитальном ремонте скважин

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Охрана окружающей среды при ремонте скважин

9.11.1. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

9.1 1 .2. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

9.11.3. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

9.1 1 .4. Загрязнение окружающей среды буровыми сточными водами (БСВ) должно быть исключено в результате:

1 ) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со всех точек поступления;

2) очистки БСВ на передвижной установке для последующего использования в оборотном водоснабжении или очистки до нормативного уровня для сброса на рельеф местности.

9,1 1.5. Загрязнение объектов окружающей среды буровыми растворами должно быть исключено за счет:

1 ) применения реагентов и рецептур буровых растворов, относящихся к малоопасным веществам — IV классу токсичности и опасности по ГОСТ 12.1 .007-76;

2) исключения применения нефти для обработки буровых растворов или приготовления специальных жидкостей;

3) уменьшения объема нарабатываемого бурового раствора путем использования специальных химических реагентов и рецептур, а также совершенствования очистки буровых растворов на передвижных установках;

4) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;

5) разделения отработанных буровых растворов (ОБР) на центрифуге на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза очищается совместно с БСВ, а твердая — захороняется шламом. При использовании буровых растворов, содержащих компоненты III класса опасности, в случае отсутствия центрифуги необходимо производить их обезвреживание для последующего захоронения;

6) использования отработанных буровых растворов для приготовления рабочих буровых растворов, необходимых при ремонте других скважин;

7) транспортирования буровых растворов в закрытых емкостях или по трубопроводу.

9.1 1 ,6, Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления буровых растворов и специальных жидкостей необходимо максимально использовать средства механизации.

9. 1 1 .7. Защита окружающей среды от загрязнения буровым шламом (БШ) в зависимости от уровня его опасности осуществляется следующим образом:

1 ) при IV классе опасности шлам может быть захоронен в траншеях амбарного типа или вывезен на полигон для захоронения;

2) при III классе опасности необходимо предусмотреть сбор, обезвреживание и по согласованию с местными природоохранными органами захоронение в траншеях или вывоз на полигон для захоронения;

3) при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо применять безамбарный способ бурения. В этом случае должен быть предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

9.11.8. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также буровых растворов с высокой нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.

9.1 1 .9. Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в накопительные емкости должна быть нейтрализована.

9.11.10. Запрещается использовать пластовую воду без нейтрализации в ней сероводорода.

9.11.11. Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и других вредных веществ, содержащихся в пластовой воде, должны отвечать следующим требованиям:

1 ) предлагаемый реагент должен полностью нейтрапизовывать сероводород;

2) реакция реагента-нейтрализатора с сероводородом в пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и носить необратимый характер;

3) водные растворы реагента-нейтрализатора сероводорода должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их приготовления;

4) реагент-нейтрализатор сероводорода не должен снижать плотность обрабатываемой воды;

5) после нейтрализации сероводорода в пластовой воде последняя должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывки и долива скважин;

6) реагент-нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным для применения в климатических условиях любого нефтяного района страны;

7) реагент-нейтрализатор сероводорода должен транспортироваться любым видом транспорта в деревянных, железных, фанерных бочках, полиэтиленовых и других влагонепроницаемых мешках.

9.11.12. Реагенты-нейтрализаторы сероводорода должны быть обезврежены и захоронены на специальных полигонах по согласованию с местными природоохранными органами.

9.11.13. Для предупреждения возможного загрязнения окружающей среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с РД OS-71—94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

9.11.14. С целью предотвращения фильтрации загрязненных БСВ или жидкой фазы ОБР и БШ в подпочвенные воды все поверхности сточных сетей и амбаров необходимо гидроизолировать пленкообразующими или закупоривающими составами и материалами.

9.11.15. При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

9.1 1 .16. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.

9.11.17. Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов.

9.11.18. При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать.

9.1 1 .19. Отложения и грязь, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций, должны захороняться в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора,

9.11.20. По окончании ремонта скважин необходимо:

1) вывезти оставшиеся буровые растворы для повторного их использования или регенерации;

2) утилизировать, нейтрализовать и захоронить отходы бурения;

3) очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины, засыпать шламовые и другие амбары.

9.11.21. Захоронение шлама в шламонакопителе по завершении капитального ремонта скважины или же по окончании вскрытия отдельных горизонтов производится в соответствии с решением главного инженера предприятия по согласованию с органами санитарного надзора и бассейновой инспекции. Вывоз шлама должен осуществляться спецтранспортом с металлической емкостью или контейнером.

9.1 1 .22. Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завершения. следует собирать и вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а также частично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при ликвидации последних.

9.11 .23. При капитальном ремонте скважин с применением бурового оборудования помимо требований настоящего РД надлежит руководствоваться также требованиями соответствующих разделов РД 39-133-94 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше— М., Роснефть, НПО «Буровая техника», 1994.

9.1 1 .24. При текущем и капитальном ремонтах скважин анализ воздуха рабочей зоны экспресметодом с помощью газоанализаторов УГ-2, ГУ-4, АМ-5 и аналогичных им приборов производится мастером бригады или бурильщиком (оператором).

9.1 1 .25. Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс-методом мастер бригады и бурильщик (оператор) должны пройти дополнительное обучение на рабочем месте и иметь право на проведение анализа воздуха рабочей зоны.

9.1 1 .26. В процесс ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

9.1 1 .27. В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс-методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные мерь» по ликвидации газопроявлений. При данной ситуация члены бригады должны пользоваться СИЗО Д.

9.11.28. Освоение скважины после ремонта (откачка закачанной жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после полной сборки устьевой арматуры.

Для любителей рельефных мышц и красивого накаченного тела предлагаем посмотреть на это бодибилдинг Измени себя

С огромным удовольствием представляем Вам интернет магазин тюнинга иномарок. Обнови свою малышку к новому году.

О! Нет! Кошка расцарапала ваше любимое кресло и оно совеем потеряло внешний вид? Мы поможем Вам! обивка мебели обращайтесь!

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

Безопасность при ремонте скважин

При освоении, а также текущем и капитальном ремонтах скважин соответствующие бригады должны быть обучены и проинструктированы для безопасного ведения работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с планом мероприятий по ликвидации нефтегазовыброса, который должен быть разработан для каждой бригады.

• 1.Запрещается начинать ремонтные работы при отсутствии двусторонней радио связи с базами ремонтных цехов, а так же без наличия первичных средств пожаротушения.
• 2.Рабочая площадка у устья скважины должна быть размером не менее 3х4 метра и выполнена из досок толщиной не менее50 мм, без выступов и пробоин и надежно закреплена.
• 3.Мостки должны быть шириной не менее одного метра. Стеллажи должны иметь размеры, обеспечивающие возможность укладки труб, необходимых для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0.5 м, с них должны быть устроены сходни. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи должны оборудоваться предохранительными стойками. Толщина досок настила площадки и мостков должна быть не менее 50 мм.
• 4.Подходы, пути для обслуживания или подтаскивания материалов к скважине должны быть свободными и незалиты водой или нефтью. Загромождать их трубами, штангами, частями оборудования и другими предметами запрещается.
• 5.Культбудка бригады должна устанавливаться на расстоянии не менее 30 метров, от устья скважины.
• 6.Применяемые в работе подъемные оборудования и инструменты должны быть исправными, достаточной грузоподъемности, быть в полном комплекте и соответствовать характеру проводимых работ.
• 7.Кранблок мачты должен соответствовать максимальным нагрузкам при ремонте на скважине. Рамки талевых блоков и кранблоков должны иметь предохранительные кожуха для предотвращения соскакивания талевого каната.
• 8.Подъемный крюк должен свободно вращаться при свинчивании и развинчивании труб и иметь соответствующий аммортизатор, исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадание штропов.
• 9.Подъемные штропа должны свободно входить в проушины элеватора, где они фиксируются от выпадания специальными штырями.
• 10.Трубные и штанговые элеваторы должны применятся в соответствии с диаметром труб и штанг, иметь соответствующую грузоподъемность, исправные затворы и приспособления против самопроизвольного открывания замка.
• 11.При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх.
• 12.В целях пожаробезопасности для работы у скважины необходимо применять обмедненый инструмент, предотвращающий искрообразование.
• 13.Запрещается без индикатора веса поднимать или спускать НКТ в скважину, а так же вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.
• 14.Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных, центробежных и винтовых электронасосов, осмотр, ремонт наладку его должен производить электротехнический персонал.
• 15.Погружной электронасос на устье скважины следует собирать с помощью специальных хомутов. Запрещается установка хомутов на гладкий корпус, не имеющий упоров.
• 16.Кабельный ролик должен подвешиваться с помощью цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к ноге мачты хомутом.
• Запрещается подвешивать ролик на пеньковой веревке или канатной петле. Кабель, пропущенный через ролик, при СПО на должен задевать элементы вышки, мачты, треноги.
• 17.К ноге вышки или мачты должен быть прикреплен металлический крючок для отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб.
• 18. Скорость спуска в скважину погружного, центробежного или винтового электронасоса не должен превышать 0.25 м/сек.
• 19.Кабель должен крепиться к колонне труб поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.
• 20.При силе ветра 11 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спуско-подъемных операций запрещается.
• 21.За невыполнение требований по технике безопасности рабочие несут ответственность в установленном законом порядке.

Источник

Требования экологической безопасности при капитальном ремонте скважин

В целях профилактики аварий, производственного травматизма, регистрации проводимых мероприятий в бригадах по капитальному и текущему ремонту скважин должен вестись «Журнал по охране труда», в который вносят свои записи все работники, осуществляющие контроль за состоянием охраны труда и промышленной безопасности (представители органов государственного надзора и контроля, уполномоченные по охране труда, работники производственной службы охраны труда и главные специалисты организации). В журнал записываются выявленные нарушения, мероприятия (предложения) по устранению нарушений при проведении всех уровней контроля по охране труда, а также разовых и внеплановых проверок.

Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварии и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

Несчастные случаи, происшедшие на рабочем месте, расследуются в установленном порядке.

Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств, предусмотренных планом.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время очищена от снега и льда.

Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты, запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными в установленном порядке.

Рабочие места, оборудование и зона проведения работ должны быть обеспечены электроосвещением в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» [23], ПТЭЭ[22], ПУЭ[21].

Узлы детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для рабочих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше предельно допустимой концентрации (ПДК) (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 21 года, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ [8].

Привлекаемый к работам на сероводородных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером организации Заказчика [18].

К работам на скважинах не допускаются бурильщики и специалисты, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» [4].

10.2 Электробезопасность

На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов при производстве ремонтных работ.

Передвижное электрораспределительное устройство устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины на ровном месте.

Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

При дистанционном управлении электродвигателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты и резиновые коврики.

10.3 Противопожарная безопасность

При организации ремонтных работ следует строго придерживаться требований ВППБ – 01-04-98 «Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности» [25].

Члены бригады должны пройти обучение по программе пожарно-технического минимума со сдачей зачетов, знать требования «Правил пожарной безопасности для предприятий газовой промышленности» [25] и разработанные на их основе инструкции по пожарной безопасности, соблюдать и поддерживать установленный противопожарный режим, а также уметь пользоваться противопожарным инвентарем и знать его расположение. Места проведения ремонтных работ должны быть обеспечены телефонной или радиосвязью с пожарной охраной.

Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями заводского изготовления, а также первичными средствами пожаротушения.

Не допускается замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти.

Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химических продуктов, используемых при ремонте скважин.

При возникновении пожара следует немедленно сообщить о нем в пожарную охрану, организовать эвакуацию из опасной зоны всех работающих, не занятых в ликвидации пожара, прекратить все работы, не связанные с ликвидацией пожара, организовать отключение электроэнергии (кроме аварийного и эвакуационного освещения), остановку транспортирующих устройств, агрегатов, коммуникаций, способствующих распространению пожара, обеспечить защиту людей, принимающих участие в тушении пожара, от возможных обрушений конструкций, ожогов, отравлений и т.п.

Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения».

При проведении ремонтно-монтажных работ необходимо применять только исправное оборудование и использовать искробезопасный инструмент.

Для размещения специальной пожарной техники на случай тушения нефтяных и газовых фонтанов необходимо выполнять площадки шириной не менее 12 м и отстоящие от устья скважины не более чем на 15 м.

При проведении всех видов огневых работ необходимо руководствоваться требованиями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» [26].

10.4 Охрана окружающей среды

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с Законами РФ, нормативными документами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ 31.

Мероприятия по охране окружающей среды при ремонтах скважин должны быть согласованы с территориальным органом федеральной службы по экологическому надзору [33].

Перед проведением работ должны быть оформлены разрешения на выброс загрязняющих веществ в атмосферу, на сброс сточных вод, согласованы лимиты временного хранения и размещения отходов.

Нормативы на выброс загрязняющих веществ в атмосферу (предельно-допустимые выбросы) устанавливаются такими, чтобы концентрации загрязняющих веществ на границе санитарно-защитной зоны не превышали ПДК при максимально ожидаемых расходах с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов 36.

Нормативы на сброс сточных вод (ПДС) устанавливаются такими, чтобы концентрации загрязняющих веществ в расчетном растворе не превышали ПДК (с учетом суммирования и фонового загрязнения). Качество сбрасываемых сточных вод на рельеф местности должно соответствовать показателям качества вод, пригодных для орошения технических культур [30, 38, 39].

Природопользователь обязан вести контроль за сбросами и выбросами загрязняющих веществ. График аналитического контроля является неотъемлемой частью разрешений на сброс и выброс. Контроль осуществляется экологической службой природопользователя или сторонней организацией, имеющей лицензию на данный вид деятельности.

Утилизацию и захоронение отходов ремонта и освоения необходимо производить в специально отведенных местах, согласованных с местными органами управления, в соответствии с действующими НД.

После окончания работ проводится очистка территории и, где это возможно – рекультивация нарушенных почвенных покровов.

11 РЕМОНТ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

11.1 Общие положения

Колтюбинговые установки должны быть оснащены:

системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при спускоподъемных операциях;

системой контроля утонения труб;

системой контроля и регистрации давления при прокачивании через гибкую трубу жидкости в процессе технологических операций;

штатным комплектом инструмента, запасных частей и принадлежностей для ремонта превентора и агрегата в целом.

Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация колтюбинговых установок должны производиться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

При проведении КРС с использованием колтюбинговых установок в обязательном порядке должны соблюдаться все требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1].

Работы с использованием колтюбинговых установок должны производиться персоналом, прошедшим обучение и имеющим квалификационные удостоверения. Обслуживающий персонал колтюбинговой установки должен быть укомплектован в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя установки, ознакомлен с планом работ и пройти инструктаж по их безопасному ведению.

11.2 Правила безопасности при выполнении работ

Перед началом работ колонна гибких труб (КГТ) должна быть оснащена обратным клапаном и опрессована на полуторакратное рабочее давление.

До и после проведения работ по ремонту скважины должна проводиться ревизия превентора и механизма подачи КГТ.

Запрещается проводить работы с колтюбинговой установкой при неисправных узлах и механизмах системы, могущих привести к потере работоспособности агрегата.

Запрещается проводить работы с колтюбинговой установкой, если не обеспечены условия по исключению поперечных колебаний фонтанной арматуры скважины.

11.3 Требования по эксплуатации колонны гибких труб

Необходимо четко соблюдать инструкции завода-изготовителя по рациональному использованию колтюбинговой установки при ремонте скважин.

При проведении операций, во время которых необходимо периодически перемещать КГТ в пределах обрабатываемого интервала, необходимо перед спуском или подъемом труб снизить давление в них до минимально возможного.

При выполнении технологических операций в скважине КГТ должна перемещаться со скоростью 0,01 – 0,05 м/с. При спуске или подъеме КГТ скорость перемещения должна составлять 0,4 – 1 м/с. Рекомендуемый диапазон давлений цилиндров прижима плашек к КГТ в зависимости от нагрузки на транспортер составляет при подъеме и спуске соответственно 1 – 4 и 1 – 3 МПа.

Необходимо вести постоянный учет режимов эксплуатации отдельных участков колонны, в частности фиксировать в документах число циклов «разматывание-наматывание» для каждого интервала колонны, регистрировать значения внутреннего давления, при котором была осуществлена наработка этого числа в соответствии с приложением Р. За соблюдением правил эксплуатации и технического состояния КГТ должен быть назначен ответственный.

У плашек тягового узла острые углы, прилегающие к трубе, должны быть притуплены с радиусом 1 мм. Во избежание образования микротрещин на поверхности гибкой трубы недопустимо использовать плашки транспортера с насечками.

Все направляющие ролики должны быть отцентрированы по оси движения трубы.

Не допускается наличие на КГТ рисок и задиров, а также наличие сквозных микроили макроразрушений. В случае их обнаружения участок трубы с дефектами должен быть заменен.

При эксплуатации не превышать допустимые тяговые усилия для данной трубы. При возникновении прихвата КГТ перемещение последней должно осуществляться на минимальной скорости.

Зависимость максимального допустимого тягового усилия от внутреннего давления в КГТ должна прикладываться к паспорту колонны в виде графика КГТ.

Для обеспечения смазки поверхности КГТ, направляемой в скважину, и защиты ее от коррозии после извлечения на поверхность необходимо постоянно проводить смачива-

ние КГТ жидкостью, приготовленной на углеводородной основе. При работе на месторождени-

ях с содержанием H 2 S > 6 %, при спуске КГТ необходимо смачивать ингибитором коррозии.

При работе в условиях отрицательных температур необходимо в качестве рабочей использовать незамерзающую жидкость.

По окончании любых технологических операций на скважине трубу необходимо промыть водой с температурой не менее 50 о С при давлении промывки не менее 1 МПа. Объем промывки должен составлять не менее пятикратного объема внутренней полости трубы. После этого трубу следует просушить продувкой горячим воздухом.

Если в качестве технологической жидкости использовалась вода, то промывку проводить не обязательно.

После проведения кислотных обработок КГТ необходимо промывать нейтрализующей жидкостью.

11.4 Подготовительные работы

На фонтанной арматуре устанавливается полный комплект исправного оборудования, обеспечивающего выполнение работ с колтюбинговой установкой, приведенный в приложении С. К этим устройствам относят блок превенторов, герметизатор КГТ, транспортер с направляющей дугой и его опору.

На фланце верхней стволовой задвижки должен быть смонтирован тройник или крестовина, обеспечивающие закачку технологической жидкости в кольцевое пространство между КГТ и насосно-компрессорными трубами (НКТ) (или эксплуатационной колонной), а также используемые для отвода отработанной жидкости.

Четырехсекционный превентор должен монтироваться непосредственно на верхнем фланце тройника (крестовины). Перед началом работ необходимо удостовериться в исправности секции с клиновыми захватами трубы и секции со срезающими и глухими плашками. Превенторы для колтюбинговых установок подвергаются гидравлической опрессовке на рабочее паспортное давление два раза в год.

Герметизатор должен быть работоспособным как при штатном режиме функционирования агрегата, так и при отказе или остановке каких-либо систем, например при внезапной остановке приводного двигателя и последующей паузе при его запуске или ремонте.

При перемещении КГТ вниз необходимо периодически контролировать наличие жидкости в кольцевом пространстве между гибкими трубами и полым штоком герметизатора, обеспечивающей смазку поверхности трубы, взаимодействующей с уплотнением.

Для закрепления транспортера в рабочем положении следует использовать специальную опору, закрепленную оттяжками и имеющую достаточную высоту, чтобы обеспечить установку узла над фонтанной арматурой, тройником (крестовиной), блоком превенторов и герметизатором.

11.5 Ремонтные работы с использованием колтюбинговой установки

Вызов притока и освоение скважины

Вызов притока при АНПД осуществляют способом газлифта газообразным агентом. Использование воздуха при освоении запрещено. Дополнительное оборудование, помимо колтюбинговой установки, должно включать источник газообразного агента, компрессор для его нагнетания и сливную емкость, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.

Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в нее добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ) до 1 % от объема жидкости или твердые ПАВ, подобранные для данной жидкости.

Закачка газообразного агента начинается при погружении КГТ под уровень жидкости и не прекращается в течение всего процесса вызова притока. Подачу газа следует постепенно увеличивать до 14 – 20 м 3 /мин.

Подъем колонны необходимо проводить при постоянной подаче газа. После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается.

При отсутствии фонтанирования после прекращения подачи газа процесс вызова притока повторяют заново, но при более интенсивной закачке газа и с добавлением ПАВ.

Ликвидация песчаных пробок в колонне лифтовых труб

Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или полимерные гели, приготовленные на водной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.

Низ КГТ должен быть оборудован обратным клапаном и гидромониторной насадкой.

Перед началом работ следует лебедкой отбить верхнюю границу песчаной пробки.

Спуск КГТ проводить со скоростью 0,4 м/с. При подходе к верхней границе пробки скорость спуска должна быть снижена до 0,15 – 0,2 м/с. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости.

После достижения верхней границы пробки КГТ необходимо приподнять на 3 – 5 м и увеличить подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении пробки составляет 0,01 – 0,03 м/с.

При очистке лифтовой колонны с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается, давление нагнетания увеличивается, необходимо поднять КГТ, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

После размыва пробки или ее участка необходимо продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске КГТ следует контролировать нагрузку на транспортер, она должна равномерно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически, через 300 м, нужно контролировать усилие, необходимое для подъема колонны.

Освоить скважину согласно 11.5.1.

Отработать скважину на максимально допустимых штуцерах до чистого сухого газа.

Удаление парафиновых и гидратных пробок в НКТ

Для ликвидации гидратных пробок с растеплением скважин в состав комплекса приустьевого оборудования должна включаться установка-подогреватель для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагреваемой от внешнего источника тепла.

Промывку гидратных пробок следует осуществлять горячей технологической жидкостью при температуре от 70 до 80 о С, контролируя температуру на входе и выходе КГТ, во избежание повторного образования пробки в колонне лифтовых труб, потери циркуляции и последующего прихвата колонны гибких труб.

Порядок работ остается тем же, что и при удалении песчаных пробок, однако темп их выполнения снижается, поскольку ликвидация данного вида пробок является более энергоемким процессом.

Перед началом работ необходимо точно установить положение верхней границы пробки. До этой глубины КГТ спускают с максимальной скоростью. При подходе к верхней границе пробки скорость спуска необходимо снизить до минимальной и дальнейший спуск с промывкой продолжать при этих значениях.

После прохождения интервала пробки следует провести интенсивную промывку НКТ технологической жидкостью с целью гарантированной очистки кольцевого пространства.

Установка цементного моста

При установке цементной пробки непосредственно в эксплуатационной колонне предварительно в изолируемый участок эксплуатационной колонны намывают песок,

сверху устанавливают разделительную пробку, после чего закачивают необходимый объем цементного раствора.

При закачке цемента в пласт КГТ опускают таким образом, чтобы обрез трубы находился в зоне перфорационных отверстий, которые подлежат изоляции. При спуске КГТ поддерживают циркуляцию воды. Далее закачивают расчетный объем цементного раствора, поднимают КГТ на 8 – 10 м выше верхней расчетной границы моста, закрывают задвижку на выходе из колонны НКТ и закачивают цемент в пласт, используя воду в качестве продавочной жидкости.

Удаление жидкости из газовых скважин

Процесс удаления жидкости с забоя скважины необходимо выполнять следующим об-

определяют уровень накопившейся жидкости;

выход КГТ соединяют с линией промыслового сбора газа, так как в период выноса

жидкости эксплуатация скважины идет по этой колонне;

спускают КГТ в НКТ с максимально допустимой скоростью до уровня жидкости, накопившейся в скважине (в колонне лифтовых труб или ниже их башмака), а затем медленно спускают в пространство, занятое жидкостью;

после достижения уровня жидкости, находящейся на забое скважины, открывают задвижку на выходе КГТ и закрывают задвижку на отводе фонтанной арматуры;

на малой скорости продолжают спуск КГТ до тех пор, пока весь объем жидкости не будет вынесен на поверхность;

после выполнения работ эксплуатацию скважины ведут по НКТ, а КГТ извлекают.

Кислотная обработка призабойной зоны

Опустить КГТ до интервала перфорации при обеспечении непрерывной циркуляции.

Закачать через КГТ расчетный объем ингибированной кислоты и продавить ее в пласт при закрытой задвижке на арматуре колонны лифтовых труб. Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости.

Скважину необходимо выдержать под давлением в течение заданного периода времени, а затем, открыв выкидную задвижку и приподнимая КГТ над интервалом перфорации, осуществить промывку.

Колтюбинговые установки, применяемые для ловильных работ, должны обеспечивать возможность высокого расположения транспортера над устьевой арматурой и раз-

мещения между ними лубрикатора, длина которого должна соответствовать длине извлекаемого оборудования.

Перед началом ловильных работ следует тщательно контролировать состояние всех элементов компоновки инструментов, спускаемых на КГТ, а также герметичность их соединений. Такие устройства, как гидравлически освобождающиеся овершоты и двигатели, должны быть испытаны, получены фактические значения давлений и расходов, при которых они срабатывают.

В процессе проведения ловильных работ необходимо следить за состоянием участков колонны труб, которые многократно деформируются при прохождении направляющей и намотке на барабан. В зависимости от состояния КГТ и степени ее усталости через 20-50 попыток захвата следует поднять колонну, отрезать от 25 до 30 м от рабочего конца трубы и только после этого продолжать работу.

Установка гравийных фильтров

Длина фильтра должна превышать продуктивную зону пласта на 3 м. Конструкцию гравийного фильтра следует выбирать с учетом условий эксплуатации скважины, а также возможности его извлечения в дальнейшем. Гравий намывается по способу верхней и нижней промывки.

Фильтр-каркас спускают через лифтовую колонну и устанавливают с опорой на забой. При большом диаметре эксплуатационной колонны фильтр оборудуется центраторами. Фильтр-каркас соединяется с колонной труб посредством разъединителя и имеет в верхней части пробку-заглушку.

После отсоединения фильтра через КГТ проводят намыв необходимого количества песка. После этого с использованием канатной техники удаляют пробку-заглушку и в верхней части механического фильтра устанавливают уплотнительный узел.

12 РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

12.1 Общие требования к технологии проведения изоляционных работ

Выбор метода и состава для проведения изоляционных работ осуществляется на основе результатов комплексного исследования скважин, включающего термометрию, шумометрию, дефектоскопию эксплуатационной колонны и цементного камня, а также результатов лабораторных и опытно-промышленных испытаний эффективности применяемых составов и технологий.

Проведение изоляционных работ должно полностью соответствовать требованиям нормативной документации по применению данного метода и состава, включая соблюдение правил техники безопасности и условий охраны окружающей среды.

Скважину во время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ), особенно при ремонте колонн, следует оставлять под избыточным давлением. Величина избыточного давления устанавливается в пределах от 40 до 60 % от достигнутого при цементировании. Срок ОЗЦ устанавливается по данным лабораторного анализа цемента.

При изоляции сквозных дефектов обсадных колонн время ОЗЦ должно составлять не менее 3 сут. При температурах 80 о С и выше время ОЗЦ может быть снижено.

До и после проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) определяется приемистость интервала изоляции.

12.2 Изоляция пластов или их отдельных интервалов

Работы по изоляции пластов или отдельных интервалов производятся по методу тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта.

При изоляции верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных горизонтов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5 – 2 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост, взрыв-пакер или съемную мостовую пробку).

Работы по изоляции пластов или отдельных интервалов проводят при приемистости изолируемых горизонтов не менее 0,6 м 3 /(ч.МПа). В случае получения меньших значений проводятся работы по увеличению приемистости изолируемого интервала, например солянокислотная обработка.

В соответствии с принятой схемой размещения подземного оборудования в заданный интервал под давлением закачивают тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают по данным лабораторного анализа. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны.

При отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

12.3 Изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод

Изоляция от проникновения верхних и пропластковых вод

Изоляция от проникновения верхних и пропластковых вод проводится:

путем тампонирования под давлением;

спуском специальных пакеров;

селективной изоляцией с применением специальных материалов и химических реагентов.

При проведении работ по ограничению водопритоков с использованием тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения продуктивных интервалов или, при необходимости, используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с НД, регламентирующими применение конкретных изоляционных составов.

12.3.2 Изоляция от проникновения нижних и подошвенных вод

Изоляция от проникновения нижних и подошвенных вод проводится по методу установки цементных мостов без давления и под давлением.

При работах по изоляции от проникновения вод по затрубному пространству применяется метод тампонирования под давлением в соответствии с 13.2.

12.4 Восстановление герметичности цементного кольца

Перед проведением работ по восстановлению герметичности цементного кольца проводится комплекс геофизических и гидродинамических исследований по определению места создания изолирующего экрана, приемистости флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве, направления движения потока и степени отдачи пластом поглощенной жидкости [18].

Выбор изолирующего материала и технологических параметров процесса осуществляется на основе анализа геолого-технической характеристики пласта и работы скважины:

температуры и пластового давления;

типа горных пород и давления гидроразрыва;

химического состава изолируемого флюида;

интервалов расположения центраторов, муфт ступенчатого цементирования и других элементов технологической оснастки обсадной колонны [18].

За 3-5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время загустевания тампонажного состава должно превышать время продолжительности технологического процесса не менее чем на 25 % [18].

Ликвидация негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом

Продуктивный пласт отсекается известными методами (песчаная пробка и цементный мост, взрыв-пакер, пробка, съемный пакер и др.) в интервале на 2-3 м выше перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже места создания специальные отверстий [8].

Напротив плотных пород над эксплуатационным фильтром создаются спец. отверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) [18].

Если тампонирование проводится через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается не перекрытым [18].

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак колонны заливочных труб в зависимости от приемистости объекта:

при приемистости 1,5 м 3 /(ч  МПа) – на 20 м выше специальных отверстий;

при приемистости менее 1,5 м 3 /(ч  МПа) – на 1,0 – 1,5 м ниже специальных отверстий [18].

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

при приемистости до 2 м 3 / (ч  МПа) применяют цементный раствор или его комбина-

цию с полимерными составами;

при приемистости более 2 м 3 / (ч  МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения применением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность, разбуривают мост и разблокируют интервал перфорации продуктивного пласта.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При необходимости интервал специальных отверстий перекрывается стальными пластырями.

Исправление негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта).

РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

Запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также проницаемых непродуктивных пластов.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на расстоянии от 1,0 до 1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне газоводяного контакта (ГВК), или в интервале плотного раздела между подошвой нижнего эксплуатационного горизонта и кровлей водоносного пласта. Башмак НКТ устанавливают на расстоянии от 1,0 до 1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на расстояние от 50 до 100 м и скважину оставляют на ОЗЦ [18].

12.5 Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной проводят в случае несоответствия его уровня положениям правил безопасности [1] о величине расположения верхнего обреза цемента над продуктивным пластом.

Перед проведением процесса выясняют из дела скважины:

параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

тип буферной жидкости и другие необходимые данные.

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины, поднимают НКТ.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины от 100 до 200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост или взрыв-пакер над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста.

Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через перфорационные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность [18].

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую – обратным.

Качество работ оценивают по результатам гидроиспытания обсадной колонны, определения высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам наблюдений за изменением величины межколонного давления при опорожнении обсадной колонны.

В случае, если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале специальных отверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей [18].

Источник