штанга насосный
ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ. РД 153-39-023-97 (УТВ. МИНТОПЭНЕРГО РФ 18.08.1997)
Навигация
Главная
Законодательство по дате
принятия
Законодательство по теме
Законодательство по органу принятия
Контакты
Полезные ссылки
Реклама
Реклама
ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ. РД 153-39-023-97 (УТВ. МИНТОПЭНЕРГО РФ 18.08.1997)
По состоянию на ноябрь 2007 года
<<< Главная страница
Стр. 3
1
2
3
4
5
6
месторождения создается система закрепленных трещин определенной
протяженности: от 10 до 30 - 50 м.
4.9.2.2. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с
созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с
-3
проницаемостью менее 50 x 10 кв. мкм.
4.9.2.3. Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва
перед выбором расклинивающего материала необходимо определить
оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с
учетом радиуса зоны дренирования скважины штанга насосный близости
нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной
полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины
трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе
L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и
близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей
нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная
величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования
скважины.
4.9.2.4. В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс
гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.
4.9.2.5. В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые
залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют
селективный ГРП.
4.9.2.6. С целью повышения эффективности ГРП предварительно
проводят щелевую ГПП.
4.9.2.7. В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах
до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-94,
свыше 2400 м - искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-
02-92 штанга насосный высокопрочностные по ТУ 39-1565-91 расклинивающие
материалы (проппанты).
4.9.2.8. Для осуществления процесса гидроразрыва используют
технологические жидкости на водной штанга насосный углеводородной основах.
Сведения о составах, свойствах полимерных водных штанга насосный углеводородных
систем, методах контроля штанга насосный регулирования свойств, технологии их
приготовления штанга насосный применения, расчетные материалы для ведения
процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения
процесса ГГРП [10].
Таблица 6
ЗАВИСИМОСТЬ ОПТИМАЛЬНОЙ
ПОЛУДЛИНЫ ТРЕЩИНЫ ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА
----------T-------T-------T---------T---------T---------T--------¬
¦ -3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦k x 10 ,¦ 100 ¦ 10 ¦ 1 ¦ 0,5 ¦ 0,1 ¦ 0,05 ¦
¦кв. мкм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-------+-------+---------+---------+---------+--------+
¦L, м ¦40 - 65¦50 - 90¦100 - 190¦135 - 250¦250 - 415¦320 - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦500 ¦
L---------+-------+-------+---------+---------+---------+---------
4.9.2.9. Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в
соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры,
давления штанга насосный т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной
жидкости с матрицей пласта штанга насосный пластовыми флюидами. При содержании в
пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на
углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким
коэффициентом инфильтрации штанга насосный способны создавать более протяженные
трещины.
4.9.2.10. Технологические жидкости для ГРП должны
удовлетворять следующим основным требованиям:
1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование
трещин большой протяженности;
2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность
песка (проппанта), достаточную для транспортирования и
равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего
материала штанга насосный создания заданной раскрытости трещин;
3) обладать низким гидравлическим сопротивлением штанга насосный достаточной
сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в
конкретных геолого - технических условиях скорости нагнетания
жидкости;
4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;
5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при
закачке;
6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;
7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в
пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого
осадка, снижающего проводимость пласта штанга насосный не создающего должного
распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.
4.9.2.11. Основными технологическими параметрами для контроля
за процессом ГРП следует считать темп штанга насосный объемы закачки, устьевое
давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.
4.9.2.12. В общем виде технология применения жидкости для
проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП.
При проведении работ используемое оборудование включает
цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700),
пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов
(IБМ-700, IБМ-700С), емкости. Схемы размещения штанга насосный обвязки
технологического оборудования для производства ГГРП приведены в
[10].
4.9.2.13. После проведения подготовительных операций,
включающих спуск штанга насосный посадку пакера, установку арматуры, доставляют
технологические жидкости, расклинивающий агент, производят
расстановку наземного оборудования, проверку штанга насосный опрессовку всех
трубопроводов штанга насосный пакера. Перед началом процесса делается контроль
технологических свойств жидкостей.
4.9.2.14. Системы на водной основе можно готовить в емкостях
любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем
обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности штанга насосный для
исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время
емкости необходимо оборудовать системой обогрева.
4.9.2.15. После обвязки устья скважины нагнетательные
трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с
коэффициентом запаса прочности:
Рабочее давление,
МПа .......................... 65
Коэффициент
запаса проч-
ности ........................ 1,5 1,4 1,3 1,25
Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.
4.9.2.16. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо
применение ингибиторов коррозии.
4.9.3. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных
скважин.
4.9.3.1. Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода
вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на
регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью
увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения
объемов закачки между пластами штанга насосный пропластками при одновременном
воздействии на них вытесняющим агентом.
4.9.3.2. Перед осуществлением процесса проводят комплекс
гидродинамических штанга насосный геофизических исследований, в том числе с
применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в
разделе 2.
4.9.3.3. Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего
агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или
пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих
материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы,
гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или
неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и
т.п.).
4.9.3.4. Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность
восстановления первичной (до обработки) приемистости
разрабатываемого интервала пласта.
4.9.3.5. В случае необходимости осуществляют работы по
восстановлению штанга насосный повышению приемистости слабопроницаемых
интервалов (пропластков).
4.9.3.6. Технологическую эффективность работ по выравниванию
профилей приемистости определяют в соответствии с РД [11].
4.10. Консервация штанга насосный расконсервация скважин
4.10.1. Общие положения.
4.10.1.1. Консервацию скважин производят в соответствии с
РД [12].
4.10.1.2. Консервацию скважин производят с учетом возможности
повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных
или других работ.
4.10.1.3. Работы по консервации штанга насосный расконсервации скважин
осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые
согласуются с местными органами госгортехнадзора штанга насосный военизированным
отрядом по ликвидации штанга насосный предупреждению открытых фонтанов и
утверждаются предприятием.
4.10.1.4. При наличии межколонных проявлений до начала работ
по консервации проводят соответствующие ремонтно -
восстановительные работы по специальным планам.
4.10.2. Консервация скважин
4.10.2.1. Консервацию нефтяных скважин осуществляют в
соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные
мосты не устанавливают.
4.10.2.2. Устье консервированной скважины ограждают. На
ограждении крепят табличку с указанием номера скважины,
наименования месторождения (площади), организации, пробурившей
скважину, штанга насосный сроков консервации.
4.10.2.3. Во всех консервируемых скважинах для предохранения
от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют
незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30-процентный раствор
хлористого кальция, нефть штанга насосный т.п.), штанга насосный в условиях многолетней
мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину
мерзлых пород.
4.10.2.4. Устьевое оборудование всех консервируемых скважин
должно быть защищено от коррозии.
4.10.2.5. Проверку состояния скважин, находящихся в
консервации, проводят не реже одного раза в квартал с
соответствующей записью в специальном журнале.
4.10.2.6. По окончании консервационных работ составляют акт по
установленной форме.
4.10.3. Расконсервация скважин
4.10.3.1. Прекращение консервации (расконсервацию) скважин
производят по согласованию с органами госгортехнадзора.
4.10.3.2. Расконсервацию скважины производят в следующем
порядке:
1) устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;
2) разгерметизируют патрубки штанга насосный устанавливают манометры;
3) снимают заглушки с фланцев задвижек;
4) подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении,
соответствующем условиям эксплуатации;
5) промывают скважину, при необходимости производят допуск
колонны НКТ до заданной глубины штанга насосный после оборудования устья
производят ее освоение штанга насосный ввод в эксплуатацию;
6) при наличии в скважине цементного моста последний
разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают
в колонну НКТ штанга насосный другое подземное оборудование штанга насосный после оборудования
устья скважину осваивают.
5. Текущий ремонт скважин
5.1. Подготовительные работы
5.1.1. Глушат скважину (при необходимости).
5.1.2. Производят передислокацию оборудования штанга насосный бригады.
5.1.3. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и
механизмов.
5.1.4. Подбирают штанга насосный проверяют инструмент штанга насосный комплект устройств в
соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и
конструкцией колонны труб штанга насосный штанг.
5.1.5. Устанавливают индикатор веса.
5.1.6. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для
глушения в объеме не менее двух объемов скважины.
5.1.7. Перед демонтажем устьевой арматуры убеждаются в
отсутствии нефтегазопроявлений штанга насосный производят промывку скважины до
вымыва жидкости в объеме скважины.
5.1.8. В процессе подъема оборудования скважину доливают
жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающем противодавление на
пласт.
5.1.9. При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок
сталей замеряют их длину штанга насосный данные записывают в рабочий журнал. Для
соединения труб разных диаметров используют переводники штанга насосный патрубки
заводского производства или изготовленные в ремонтно -
механических мастерских ЦБПО.
5.1.10. При спуске штанга насосный подъеме труб, покрытых стеклоэмалями,
осматривают каждую трубу, на стыках труб штанга насосный на муфте устанавливают
остеклованные кольца. Спуск штанга насосный подъем остеклованных труб производят
плавно, без толчков штанга насосный ударов. Поднятые трубы укладывают на
стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее
30 мм.
5.2. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами
5.2.1. Смена насоса.
5.2.1.1. Подготовительные работы.
5.2.1.1.1. Устанавливают специальный зажим для снятия
полированного штока.
5.2.1.1.2. Снижают давление в трубном штанга насосный затрубном
пространствах до атмосферного штанга насосный отсоединяют выкидную линию от
устьевой арматуры.
5.2.1.1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный
шток.
5.2.1.1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.
5.2.1.1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или
плунжером невставного насоса.
5.2.1.1.6. Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между
рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между
ними не более 1,5 м. В процессе подъема штанг производят
отбраковку штанга насосный замену дефектных штанг на исправные.
5.2.1.1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой
опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе
подъема НКТ производят их отбраковку штанга насосный замену исправными.
5.2.1.2. Спуск насоса.
5.2.1.2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность
хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют
состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в
мастерских.
5.2.1.2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр,
предохранительную сетку штанга насосный др.), цилиндр невставного или замковую
опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.
5.2.1.2.3. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или
цилиндром невставного насоса.
5.2.1.2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в
соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
5.2.1.2.5. Собирают устьевое оборудование штанга насосный пускают скважину в
эксплуатацию.
5.3. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
5.3.1. Подготовительные работы.
5.3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети штанга насосный вывешивают табличку
"Не включать, работают люди".
5.3.1.2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для
направления кабеля.
5.3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают
пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через
отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) штанга насосный подвесной
ролик штанга насосный закрепляют на барабане кабеленаматывателя
(автонаматывателя).
5.3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное
приспособление, придающее кабелю направление штанга насосный предохраняющее его
от повреждений.
5.3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН штанга насосный КРБК, не допуская при этом
отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема
снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.
5.3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины.
При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины
обязательно.
5.3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН штанга насосный его
пробный запуск.
5.3.2. Спуск ЭЦН штанга насосный КРБК на НКТ.
5.3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный
клапан, штанга насосный через одну - две трубы - спускной клапан.
5.3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов)
крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию.
При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части
НКТ.
5.3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают
через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) штанга насосный производят
обвязку устья скважины.
5.3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный
пуск ЭЦН штанга насосный пускают скважину в эксплуатацию.
5.3.3. Монтаж штанга насосный демонтаж наземного оборудования,
электронасосов, осмотр, ремонт штанга насосный их наладку должен производить
электротехнический персонал.
5.4. Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной
колонны от парафина, гидратных отложений, солей штанга насосный песчаных пробок
5.4.1. Промывку песчаных пробок производят пластовой водой,
газожидкостными смесями штанга насосный пенными системами с применением струйных
насосов, желонок, гидробура штанга насосный др.
5.4.2. Технологический процесс очистки песчаных пробок
осуществляют как при прямой, так штанга насосный при обратной промывке.
5.4.3. Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей,
гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному
нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими
инструкциями.
5.5. Ремонт газлифтных скважин
5.5.1. Текущий ремонт внутрискважинного оборудования
газлифтных скважин (открытие или закрытие газлифтных клапанов)
осуществляется при помощи тросоканатного метода штанга насосный описан в разделе
6.
5.5.2. При производстве работ (разрыв пласта, кислотные
обработки, закачка тампонажного материала штанга насосный т.п.), требующих
давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на
устье специальные головки, штанга насосный эксплуатационную колонну защищать
установкой пакера.
6. Ремонт скважин с помощью тросоканатного метода
6.1. Оборудование штанга насосный инструмент
6.1.1. Подъемник ПК-2, оснащенный кабелем КОБД-6 или КОБД-4.
6.1.2. Агрегат канатных методов работ типа АКМР.
6.1.3. Контейнерные устройства для доставки в скважину жидких
и сыпучих материалов.
6.1.4. Грузовые штанги длиной 610, 915 штанга насосный 1500 мм штанга насосный весом 5,2,
8,5 штанга насосный 14 кг соответственно.
6.1.5. Гидравлические штанга насосный механические яссы.
6.1.6. Набор инструментов.
6.1.6.1. Извлекаемые (для выполнения различных операций).
6.1.6.2. Оставляемые в скважине (различные виды клапанов,
заглушек штанга насосный др.), оснащенные замками или другими устройствами для
фиксации их в скважине.
6.1.6.3. Для захвата (при спуске штанга насосный подъеме оборудования,
оставленного в скважине).
6.1.6.4. Специального назначения (пробки для чистки труб от
парафина, желонки для чистки песчаных пробок, инструмент для
открытия штанга насосный закрытия циркуляционных клапанов, отклонители для
установки или съема газлифтных клапанов в эксцентричных скважинных
камерах, оправки для выправления искривленных участков лифтовых
труб).
6.2. Подготовительные работы
6.2.1. Глушат скважину.
6.2.2. Сооружают на устье скважины специальную площадку для
безопасного ведения работ.
6.2.3. Устанавливают штанга насосный ориентируют относительно устья скважины
гидравлическую лебедку (расстояние от устья 20 - 25 м, угол
перегиба тросса на оттяжном ролике 90 град.).
6.2.4. Присоединяют грузовые штанги к канатному замку,
пропускают грузовые штанги внутрь лубрикатора, подсоединяют ясс,
на который наворачивают подготовленный инструмент.
6.2.5. Устанавливают штанга насосный крепят лубрикатор с превентором на
превенторную катушку.
6.2.6. Монтируют датчик индикатора веса с кабелем (тросом) и
натяжным роликом. Устанавливают показания индикатора веса и
счетчика длины на нулевую отметку.
6.3. Технологические операции
6.3.1. Открывают превентор штанга насосный опускают на тросе инструмент в
скважину без резких остановок штанга насосный торможений на 2 скорости.
6.3.2. Не доходя 30 - 40 м до заданной глубины производят
остановку, поднимают инструмент на 20 - 30 м штанга насосный фиксируют его вес.
Дальнейшее опускание до заданной глубины производят на пониженной
скорости.
6.3.3. При работах в глубоких скважинах, заглушенных жидкостью
глушения плотностью 1600 - 1800 кг/куб. м, в компоновку
опускаемого инструмента включают одну или две грузовые штанги для
увеличения массы инструмента.
6.3.4. В наклонно направленных скважинах в компоновку
опускаемого инструмента дополнительно включают один или два
шарнирных соединения на расстоянии 1,0 - 1,5 м друг от друга для
придания гибкости спускаемой колонне. При остановке штанга насосный съеме
газлифтных клапанов шарнирные соединения устанавливают между яссом
и нижней грузовой штангой.
6.3.5. При опускании инструментов для захвата ловильной
головки массу всего набора инструментов полностью передают на
ловильную головку. Затем дают небольшую натяжку для определения
надежности захвата ловильной головки, разгружают массу инструмента
для приведения ясса в заряженное положение. После каждого удара
вверх механическим яссом инструмент опускают на ловильную головку
срываемого оборудования плавно, без ударов.
6.3.5.1. Удар вверх гидравлическим яссом производят при
натяжении троса в пределах 2,4 - 2,8 кН с выдержкой 2 - 4 мин.,
барабан при этом фиксируют тормозом. При необходимости производят
повторный удар гидравлическим яссом, опускают штанга насосный разгружают
инструмент на ловильную головку штанга насосный выдерживают в течение 6 - 8 мин.
6.3.5.2. При ударах механическим яссом вниз инструмент
поднимают не более чем на длину хода штока (по показанию счетчика
глубины штанга насосный зафиксированного перед посадкой веса инструмента при
подъеме).
6.3.6. Установку клапанов - отсекателей производят в следующем
порядке.
6.3.6.1. Клапан - отсекатель присоединяют к опускаемому
инструменту с ввинченным в него штоком для удержания шарнирного
клапана в открытом положении.
6.3.6.2. Опускают клапан - отсекатель до посадочного ниппеля
и, прежде чем произвести установку его, с помощью насоса пульта
управления нагнетают масло в управляющую трубку до ее заполнения.
6.3.6.3. Ударами вниз с помощью ясса устанавливают клапан -
отсекатель в посадочном ниппеле. После 10 - 12 ударов осуществляют
натяжку троса (1,0 - 1,5 кН) лебедкой, проверяют надежность
установки клапана - отсекателя в посадочном ниппеле.
6.3.6.4. Для подъема клапана - отсекателя, если он находится в
открытом положении, опускают инструмент для подъема с ввернутым в
него штоком, фиксации шарового или другого клапана в открытом
положении. После посадки инструмента на замок отключают пульт
управления штанга насосный ударами вверх механическим яссом (вручную) срывают
замок штанга насосный поднимают его с отсекателем. Если клапан - отсекатель
находится в закрытом положении, то его подъем осуществляют после
выравнивания давлений над штанга насосный под клапаном - отсекателем.
6.3.6.5. Для открытия (закрытия) механического циркуляционного
клапана (скользящей гильзы) убеждаются в отсутствии перепада
давления между трубным штанга насосный затрубным пространством. Если скользящая
гильза открывается (закрывается) ударами вверх, то опущенный
инструмент пропускают через скользящую гильзу на 1 - 2 м,
приподнимают ее штанга насосный проверяют зацепление инструмента с внутренней
втулкой при натяжении троса усилием 1,0 - 1,2 кН. Затем ударами
механического ясса вверх открывают (закрывают) скользящую гильзу.
6.3.6.6. Если скользящая гильза открывается (закрывается)
ударами вниз, то для проверки захвата инструмента внутренней
втулкой разгружают полностью инструмент и, убедившись в остановке
его в скользящей гильзе, производят удары яссом вниз. После выхода
инструмента из скользящей гильзы его два - три раза пропускают
через гильзу штанга насосный убеждаются в ее закрытом положении.
6.3.7. Для извлечения приемных обратных клапанов штанга насосный глухих
пробок предварительно выравнивают давление над штанга насосный под ними с
помощью специальных боковых отверстий для перепуска давления перед
извлечением. Для этого после опускания инструмента производят
несколько ударов механическим яссом вверх, натягивают трос усилием
1,2 - 1,5 кН штанга насосный выдерживают в таком положении в течение открытия
перепускных отверстий. Затем при ударах вверх срывают устройство
из посадочного ниппеля.
7. Ремонт скважин с помощью гибких труб
7.1. Оборудование штанга насосный инструмент
7.1.1. Инжекционные головки для ввода в скважину гибкой
колонны НКТ.
7.1.2. Катушка, на которую наматывается гибкая колонна НКТ.
7.1.3. Превенторный блок, который включает:
7.1.3.1. Превентор с глухими плашками.
7.1.3.2. Превентор с однонаправленными скользящими плашками,
позволяющими при необходимости подвесить на них колонну гибких
труб.
7.1.3.3. Превентор с трубными плашками.
7.1.4. Тройник с отводом для создания циркуляции или
подключения выкидной линии устанавливается ниже превенторного
блока.
7.1.5. В случае, если работы в скважине выполняются при
давлениях на устье более 21 МПа, ниже тройника устанавливается
дополнительный превентор с трубными плашками.
7.1.6. Гидравлическая силовая установка.
7.1.7. Насосный блок.
7.1.8. Пульт управления.
7.1.9. Емкости для технологических жидкостей.
7.1.10. Переводник для подсоединения скважинного инструмента к
колонне гибких труб.
7.1.11. Клапан - отсекатель.
7.1.12. Комплект инструмента в зависимости от вида проводимых
работ.
7.2. Подготовительные работы
7.2.1. Глушат скважину.
7.2.2. Сооружают на устье скважины специальную площадку для
безопасного ведения работ.
7.2.3. Устанавливают на фонтанный фланец тройник, блок
превенторов штанга насосный инжекционную головку. Инжекционная головка
стабилизируется с помощью четырех телескопических опор и
домкратной стойки штанга насосный крепится не менее чем тремя цепями.
7.2.4. Устанавливают штанга насосный ориентируют относительно скважины
катушку с гибкими трубами, силовую установку, пульт управления,
насосный блок емкости штанга насосный другое оборудование. Все оборудование
должно быть оснащено мостками штанга насосный трапами для обеспечения
возможности обслуживания.
7.3. Технологические операции
7.3.1. Для сверки с показаниями глубиномера при извлечении
колонны из скважины на расстоянии 100 м от конца гибкой колонны
должна быть нанесена реперная "метка глубины".
7.3.2. Открывают превентор штанга насосный спускают инструмент в скважину на
гибких трубах без резких остановок штанга насосный торможений.
7.3.3. Для герметизации устья в случае работ под давлением
используют райзер или лубрикатор, рассчитанный на соответствующее
давление.
7.3.4. Дальнейшие работы в зависимости от их вида производятся
согласно соответствующему разделу настоящих Правил.
8. Освоение скважин после ремонта
8.1. Если величина текущего пластового давления выше
гидростатического, то для вызова притока скважинную жидкость
постепенно заменяют жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в
затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно
заменяемых жидкостей не должна быть более 300 - 400 кг/куб. м. С
целью уменьшения вредного действия фильтрата глинистого раствора и
воды на призабойную зону в них добавляют ПАВ.
8.1.1. Если после полной замены скважинной жидкости водой
приток жидкости из пласта отсутствует, производят замену ее пеной.
8.1.2. Если при использовании пенной системы нет притока
жидкости из пласта, производят очистку призабойной зоны в
соответствии с п. 4.9.1.
8.2. В условиях равенства величин пластового и
гидростатического давлений вызов притока из пласта производят с
использованием пенных систем.
8.3. Если после замены скважинной жидкости на пену приток
жидкости из пласта отсутствует, производят очистку призабойной
зоны путем продавливания пены в пласт штанга насосный повторного вызова притока
через 2 - 3 ч ожидания.
8.4. При величине пластового давления ниже гидростатического
вызов притока жидкости из пласта осуществляют снижением ее уровня
или применением пенных систем на основе инертных газов совместно
со снижением уровня жидкости в скважине. Для этого применяют
однорядный, двурядный или полуторарядный подъемник. Инертный газ
подают в подъемник или в кольцевое пространство между
эксплуатационной колонной штанга насосный НКТ или между двумя рядами спущенных
труб штанга насосный по центральным трубам.
8.5. Перед освоением скважины на месторождениях, содержащих
сероводород, необходимо иметь запас жидкости глушения,
обработанной нейтрализатором сероводорода соответствующей
плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета
объема жидкости, находящейся в скважине, штанга насосный также запас материалов
и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.
8.6. После ремонта нагнетательную скважину испытывают на
приемистость. Для этого водовод штанга насосный саму скважину промывают водой
при максимально возможном расходе.
8.6.1. Если приемистость скважины отсутствует или меньше
запланированной, работы проводят в соответствии с п. 4.9.1.
8.6.2. В случае отсутствия притока на месторождениях,
содержащих сероводород, освоение скважины производят нагнетанием:
1) двух- штанга насосный многофазных пен, инертных к сероводороду и
углекислому газу;
2) инертных дымовых газов с объемной долей кислорода не более
2%;
3) жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и
углекислому газу.
8.6.3. Использование воздуха по п. 8.6.2 запрещается.
9. Указание мер безопасности при ремонте скважин
и охрана окружающей среды
9.1. Общие требования
9.1.1. К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно
Положению о порядке обучения работников безопасным методам работы.
Организационные, технические штанга насосный технологические требования,
выполнение которых является обязательным для обеспечения
безопасного производства работ, изложены в Правилах безопасности в
нефтяной штанга насосный газовой промышленности [13].
9.1.2. Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие,
находящиеся на объектах, содержащих сероводород более 6%, на
период проведения ремонтных работ обязаны выполнять Устав о
дисциплине работников предприятий штанга насосный организаций, занятых освоением
газовых штанга насосный нефтяных месторождений с высоким содержанием
сероводорода (Постановление Совета Министров от 30.09.87 N 1216).
9.1.3. Бригады по текущему штанга насосный капитальному ремонтам скважин
должны вести журнал проверки состояния условий труда. В этом
журнале ИТР штанга насосный общественные инспекторы по технике безопасности
записывают результаты плановых штанга насосный внеочередных проверок состояния
техники безопасности, штанга насосный также мероприятия по устранению выявленных
нарушений.
9.1.4. Несчастные случаи, происшедшие на рабочем месте,
расследуются в установленном порядке.
9.1.5. Ремонт скважины на кусте без остановки соседней
скважины может быть допущен при условии осуществления специальных
мероприятий штанга насосный использования технических средств, предусмотренных
планом.
9.1.6. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг
скважины должна быть спланирована с учетом расстановки
оборудования штанга насосный освобождена от посторонних предметов, штанга насосный в зимнее
время - очищена от снега штанга насосный льда.
9.1.7. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов
должны сооружаться с учетом состава грунта, типа агрегатов,
характера выполняемой работы штанга насосный располагаться с наветренной стороны
с учетом розы ветров.
9.1.8. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками
безопасности, предупредительными надписями в соответствии с
типовыми перечнями, утвержденными министерством в установленном
порядке.
9.1.9. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены
оборудованием в соответствии с Нормативами оснащения объектов
нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями штанга насосный приборами,
повышающими безопасность штанга насосный технический уровень их эксплуатации,
утвержденными Миннефтепромом штанга насосный Госгортехнадзором СССР.
9.1.10. Оборудование, механизмы штанга насосный КИП должны иметь паспорта
заводов - изготовителей, в которые вносят данные об их
эксплуатации штанга насосный ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при
нагрузках штанга насосный давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все
применяемые грузоподъемные машины штанга насосный механизмы должны иметь ясно
обозначенные надписи об их предельной нагрузке штанга насосный сроке очередной
проверки.
9.1.11. Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка,
талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств штанга насосный приспособлений
(штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания штанга насосный развинчивания труб
и штанг), штанга насосный также канатов должно отвечать требованиям
соответствующих ГОСТов, ТУ штанга насосный нормам на изготовление.
9.1.12. Освещенность рабочих мест должна соответствовать
Отраслевым нормам проектирования искусственного освещения
предприятий нефтяной промышленности ВСН 34-82.
9.1.13. Содержание нефтяных паров штанга насосный газов в воздухе рабочей
зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК)
по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные C1 - C10 в пересчете
на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5
- 3 мг/куб. м).
9.1.14. К работам на производственных объектах, где возможна
загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных
ситуациях), допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие
медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах
и дыхательных аппаратах штанга насосный прошедшие соответствующее обучение,
инструктаж штанга насосный проверку знаний по безопасному ведению работ.
9.1.15. Привлекаемый к работам на сероводородных объектах
персонал сторонних организаций должен пройти обучение штанга насосный проверку
знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия -
заказчика.
9.1.16. На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается
выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или
нейтрализации, штанга насосный также слив жидкости, содержащей сероводород, в
открытую систему канализации без ее нейтрализации.
9.1.17. К работам на скважинах не допускаются рабочие штанга насосный ИТР,
не прошедшие в течение трех лет переподготовку в
специализированных учебно - курсовых комбинатах по курсу
"Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях".
9.2. Требования безопасности при переезде бригад
9.2.1. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить
трассу передвижения, определить опасные участки пути движения,
принять при необходимости меры по очистке снега или неровностей,
назначить ответственного за передвижение по намеченной трассе. Все
работы производить в строгом соответствии с требованиями ГОСТ
12.3.020-80.
9.2.2. Перед переездом все выдвижные части агрегата должны
быть установлены в транспортном положении штанга насосный застопорены.
9.2.3. При буксировании грузов на санях штанга насосный гусеничных прицепах
и других транспортных средствах следует использовать жесткие
сцепки длиной 2,5 - 4,0 м.
9.2.4. Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках
саней, штанга насосный также на грузах, транспортируемых в вагоне, запрещается.
9.2.5. Уклон трассы при перевозке грузов должен быть плавным.
Боковой уклон не должен превышать 10 град.
9.2.6. Переезд передвижных агрегатов через замерзшие реки и
другие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков,
указывающих направление, допускаемые к переездам виды транспорта и
скорости переезда при отсутствии тумана, поземки, снегопада.
9.2.7. Движение по снежной целине разрешается только по
уточненной трассе штанга насосный по направлению выставленных знаков (вех).
9.2.8. При движении агрегатов по дорогам (магистралям) следует
руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.
9.3. Требования безопасности при подготовительных работах
9.3.1. Перед разборкой устьевой арматуры фонтанной, газлифтной
и глубинно - насосной скважин следует в трубном штанга насосный затрубном
пространствах постепенно снизить давление до атмосферного.
9.3.2. Перед ремонтом глубинно - насосной скважины головка
балансира станка - качалки должна быть откинута назад или отведена
в сторону. Откидывание штанга насосный опускание головки балансира, штанга насосный также
снятие штанга насосный установку канатной подвески необходимо производить
специальными приспособлениями, исключающими необходимость подъема
рабочего на балансир станка - качалки.
9.3.3. Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными
электронасосами, следует обесточить кабель, проверить надежность
крепления кабельного ролика штанга насосный правильность его установки при
пробном протягивании кабеля через ролик в обе стороны, кабельный
ролик должен быть закреплен к ноге или поясу спускоподъемного
сооружения с помощью специального хомута или цепью.
9.3.4. Перед глушением скважины нагнетательный трубопровод
должен быть испытан при давлении, равном полуторакратному
ожидаемому давлению. Находиться при этом вблизи трубопровода
запрещается. В случае, если в процессе гидроиспытания наблюдается
утечка, то работы по устранению ее могут быть выполнены только
после остановки работы насоса агрегата штанга насосный снижения давления в
трубопроводе до атмосферного.
9.3.5. Стеллажи штанга насосный приемные мостки следует устанавливать
горизонтально с уклоном не более 1:25.
9.3.6. Рубку стальных канатов следует производить при помощи
специальных приспособлений.
9.4. Требования безопасности при монтаже штанга насосный демонтаже мачт и
агрегатов
9.4.1. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить
состояние всего агрегата, уделив при этом особое внимание
состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации,
приспособлений для укладки штанга насосный крепления оттяжных канатов, штанга насосный также
состоянию крепления кронблока с талевым канатом в транспортном
положении штанга насосный металлических ограждений.
9.4.2. При установке агрегата в скважине должно быть
предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено
удобное управление им, штанга насосный также наблюдение за работающим на устье
скважины штанга насосный движением талевого блока.
9.4.3. Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее
10 м от устья скважины штанга насосный таким образом, чтобы их кабины не были
обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее
1 м.
9.4.4. Подъемные агрегаты (за исключением агрегата АКМ-28)
должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они
не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под
напряжением, штанга насосный переходные площадки.
9.4.5. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно
оси скважины.
9.4.6. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть
оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными
устройствами заводского изготовления штанга насосный манометрами. Отвод от
предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом
и выведен под агрегат.
9.5. Требования безопасности при гидропескоструйной перфорации
и глубокопроникающем гидравлическом разрыве пласта
9.5.1. При проведении гидропескоструйной перфорации (ГПП) и
глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта (ГГРП), когда
давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной
колонны, работы можно производить только после установки пакера и
гидроиспытания его на герметичность.
9.5.2. Обвязка блока манифольда с установками штанга насосный арматурой
устья скважины должна осуществляться при помощи специальных труб и
шарнирных соединений высокого давления, предусмотренных в
комплекте установок штанга насосный блока манифольда.
9.5.3. Во избежание провисания нагнетательный трубопровод
должен быть уложен на опоры. В местах поворота следует
устанавливать шарнирные угольники.
9.5.4. Для замера штанга насосный регистрации давления к устьевой арматуре
должны быть присоединены показывающий штанга насосный регистрирующий манометры,
выведенные на безопасное расстояние.
9.5.5. Нагнетательные трубопроводы агрегатов до устья скважины
перед началом работы должны быть испытаны при давлении, равном
полуторакратному ожидаемому максимальному давлению, но не выше
значения, указанного в паспорте. Запрещается при гидроиспытании
трубопровода находиться вблизи него.
9.5.6. В зимнее время после временной остановки работ следует
пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в
трубопроводе.
9.5.7. При проведении работ по гидроразрыву пласта необходимо
тщательно следить за состоянием резиновых уплотнений
быстроразъемных соединений труб высокого давления для
своевременного предупреждения утечек углеводородной жидкости на
землю.
9.5.8. При приготовлении жидкости гидроразрыва на
углеводородной основе применяются меры предосторожности как штанга насосный при
работе с углеводородными жидкостями [13].
9.5.9. Установка по приготовлению жидкости на углеводородной
основе является пожароопасным объектом штанга насосный на ней должны быть
предусмотрены следующие меры безопасности:
1) на территории штанга насосный подъездных путях установить аншлаги
пожароопасности;
2) оснастить установку первичными средствами пожаротушения -
огнетушителями, ящиками с песком, стандартным инструментом;
3) электродвигатели, пусковые устройства штанга насосный соединительные
провода должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении;
4) вращающиеся штанга насосный движущиеся устройства, которые могут
оказаться под напряжением, должны быть заземлены к контуру
заземления;
5) на территории установки должна быть предусмотрена
грозозащита штанга насосный оборудован пожарный стояк;
6) емкости смесительные штанга насосный для хранения нефти штанга насосный нефтепродуктов
должны быть оборудованы вентиляционными клапанами или
вертикальными вытяжными трубами с огнепреградителями;
7) устранение неполадок штанга насосный очистку установки производить при
полной остановке приводов штанга насосный движущихся деталей;
8) при приготовлении штанга насосный применении жидкости на углеводородной
основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и
емкостей пользование открытым огнем, пребывание техники, не
оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах, пребывание
посторонних людей;
9) транспортирование жидкостей на углеводородной основе
производить автоцистернами, оборудованными для перевозки
нефтепродуктов.
9.5.10. Жидкости гидроразрыва, как штанга насосный углеводородное сырье, на
котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека
относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и
другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а
загрязненные участки промыть водой с мылом.
9.5.11. Сухие полимерные добавки, которые вводятся в жидкость
гидроразрыва на углеводородной основе, не относятся к токсичным и
пожароопасным веществам; при работе с ними не стоит допускать их
попадания в глаза, на кожу рук, для чего рекомендуется
пользоваться защитными очками, резиновыми перчатками,
респиратором.
9.5.12. Требования безопасности при размещении, хранении,
транспортировании исходных компонентов жидкости гидроразрыва
изложены в действующих стандартах штанга насосный технических условиях на
применяемое оборудование штанга насосный материалы.
9.6. Требования безопасности при спускоподъемных операциях
9.6.1. При использовании механизма для свинчивания и
развинчивания труб штанга насосный штанг устьевой фланец скважины должен быть
расположен на высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки.
9.6.2. Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые
к талевому блоку штанга насосный к ходовой или неподвижной струне талевого
каната с целью предотвращения его скручивания.
9.6.3. На устье скважины, при ремонте которой возможны
выбросы, до начала ремонта должно быть установлено
противовыбросовое оборудование.
1
2
3
4
5
6
<<< Главная страница
Счетчики
Реклама
Разное
разделы
клеить нанесение
восстановление информация
застежка zip-lock
lucent definity
доставка напиток
доставка дров
агат кристи билет
рукавица
сервис alfa laval
электрокардиограф
доставка санкт
любимый цвет
калибровка цвет
штанга насосный