"ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ. РД 153-39-023-97" (утв. Минтопэнерго РФ 18.08.97)

Приложения

Приложение 1

В настоящем документе объединены под названием ремонтных работ в скважинах капитальный и текущий ремонты, работы по повышению нефтеотдачи пластов.

Настоящий Классификатор систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ в отрасли.

1.1. Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

капитальный ремонт скважины;

текущий ремонт скважины;

скважино - операция по повышению нефтеотдачи пластов.

1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино - смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

1.4. Скважино - операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино - операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

1.5.1. Если после окончания работ скважина не отработала 48 ч гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино - операции.

1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

1) с помощью специально спускаемой колонны труб;

2) путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

3) на кабеле или на канате.

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.

Таблица 1

ВИДЫ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН

К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 2.

Таблица 2

ВИДЫ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Таблица 3

Форма 3

СОГЛАСОВАНО                                              УТВЕРЖДАЮ\r\nСтарший геолог                                     Старший инженер\r\n________________                               ___________________\r\n \r\n"___" ________ 199__ г.                   "___" _________ 199__ г.\r\n \r\n                           ПЛАН - ЗАКАЗ\r\n                 НА ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ N __\r\n \r\n               Месторождение _____________________________________\r\n \r\nЦДНГ N ________ Нефтегазодобывающее предприятие __________________\r\n \r\nКатегория опасности нефтегазо-             Дата последнего ремонта\r\nпроявления ____________________     ______________________________\r\nДиаметр эксплуатационной колонны ________ мм, глубина _________ м,\r\nтолщина стенки ___ мм\r\nИнтервал перфорации ____________________________________________ м\r\nИскусственный забой ______________ м, дата замера ________________\r\nПластовое давление _____________ МПа, дата замера ________________\r\nБуферное давление ______________ МПа, дата замера ________________\r\nДебит жидкости _________ куб. м/сут., дата замера ________________\r\nОбводненность ______________ %, дата отбора пробы ________________\r\nДинамический уровень _____________ м, дата замера ________________\r\nКоэффициент  продуктивности _____ т/(сут. x МПа), дата расчета ___\r\nПлотность пластовой воды ____ кг/куб. м, дата отбора пробы _______\r\n__________________________________________________________________\r\nПричина ремонта __________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\n                           ПЛАН РАБОТЫ\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\nСтарший технолог                                  ________________\r\n \r\n 

Форма 4

СОГЛАСОВАНО                                              УТВЕРЖДАЮ\r\nГлавный геолог                                     Главный инженер\r\n________________                                 _________________\r\n \r\n"___" _________ 199__ г.                 "___" __________ 199__ г.\r\n \r\n                           ПЛАН - ЗАКАЗ\r\n               НА ПРОИЗВОДСТВО КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА\r\n                          СКВАЖИНЫ N ___\r\n \r\nМесторождение ______________  площадь, залежь ____________________\r\nЦДНГ, ЦППД ____________________ ЦПНП и КРС _______________________\r\n \r\n        ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО - ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ\r\n \r\nКатегория скважины ________________  Способ эксплуатации _________\r\nДебит жидкости\r\n(приемистость ___ т/сут (куб. м/сут). Обводненность жидкости ____%\r\nПлотность воды __________ г/куб. см. Наличие сероводорода ________\r\nПластовое давление ______ МПа, определено "___" _________ 199__ г.\r\nИскусственный забой _____ м. Текущий забой _____________________ м\r\nСостояние забоя __________________________________________________\r\nГлубина нарушения эксплуатационной колонны _______________________\r\n 

НАПРАВЛЕНИЕ 

диаметр ______________ мм, длина ___________ м
закреплено цементом в интервалах ___________ м

КОНДУКТОР 

диаметр ___________________________________ мм
закреплен цементом в интервалах ____________ м

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ
КОЛОННА 

диаметр ______________ мм, длина ___________ м
закреплена цементом в интервалах ___________ м

ТЕХНИЧЕСКАЯ 
КОЛОННА

диаметр ______________ мм, длина ___________ м
закреплена цементом в интервалах ___________ м

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ 
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ
КОЛОННА ИЛИ 
ЛЕТУЧКА

диаметр _____________ мм, материал __________
спущена в интервал ________________________ мм
закреплена в интервалах ____________________ м

 \r\nДиаметр ствола скважины (долота):\r\n                             под кондуктор ____________________ мм\r\n                             под эксплуатационную колонну _____ мм\r\nЗоны ухода при бурении в интервалах ____________________________ м\r\nАльтитуда ротора ____________ м, муфты ___________ м, фланца ___ м\r\nПодземное оборудование ___________________________________________\r\nспущено на ____________ мм НКТ на глубину ______________________ м\r\n \r\n                       ДАННЫЕ О ПЕРФОРАЦИИ\r\n 

Интервалы 
перфорации, 
м 

Тип 
перфоратора 

Плотность 
перфорации, 
отв/м 

Горизонт, 
ярус, подъярус 

Пласт 

верх 

низ 

\r\nРанее проведенные  работы  по  КРС  (цель,  дата  проведения,  что\r\nсделано):\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\nРанее проведенные  промысловые  и  геофизические  исследования  на\r\nскважине    (вид   исследования,   дата   проведения,   результаты\r\nисследований):\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\n                           ЦЕЛЬ РЕМОНТА\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\nПо окончании ремонта в скважине установить на глубине __________ м\r\nоборудование ______________________ на ________________________ мм\r\nНКТ\r\n \r\nСтарший инженер ЦДНГ, ЦППД                         _______________\r\nСтарший геолог ЦДНГ, ЦППД                          _______________\r\n \r\n \r\n 

Приложение 3

Предлагаемые табели технического оснащения представляют собой типовой перечень оборудования, инструментов, материалов, приспособлений, спецодежды и т.п., которые должны постоянно находиться в бригаде для обеспечения эффективной и безопасной работы, исключения простоев. Указанное в табеле количество того или иного вида оборудования, инструментов и т.п. является минимально необходимым запасом, постоянно находящимся в бригаде для обеспечения ее нормальной работы.

Предлагаемые типовые табели подлежат адаптации с учетом специфических условий нефтегазодобывающих предприятий. Так, например, в условиях районов Западной Сибири и Крайнего Севера бытовые помещения должны быть утеплены, а в жарких районах - оснащены кондиционерами. В условиях высоких пластовых давлений бригады капитального ремонта скважин должны быть оснащены противовыбросовым оборудованием, в условиях низких пластовых давлений в этом нет необходимости. В зависимости от конструкции скважин, применяемой в данном районе, может оказаться, что нет необходимости оснащать бригады инструментами и оборудованием всех перечисленных в данном табеле типоразмеров.

Таким образом, на базе данных типовых табелей нефтегазодобывающими предприятиями должны быть разработаны районные табели технического оснащения.

Кроме того, по мере развития науки и техники (не реже, чем раз в пять лет) табели технического оснащения должны пересматриваться с целью включения в них нового прогрессивного оборудования, материалов, инструментов и т.п.

Т-1

ТИПОВОЙ ТАБЕЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСНАЩЕНИЯ БРИГАДЫ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

<*> В набор слесарного инструмента входят: ключи гаечные - 14 x 17, 17 x 19, 22 x 27, 27 x 32, 32 x 36, 42 x 55; ножовка по металлу, напильники разные, зубило, отвертки разные, плоскогубцы, молоток.

<**> При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях.

<***> При отсутствии телефонной связи.

Т-2

ТИПОВОЙ ТАБЕЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСНАЩЕНИЯ ЦЕХА ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

<*> В данном оборудовании и инструменте бригада подземного ремонта имеет периодическую потребность в зависимости от производственной обстановки, поэтому оно находится на базе или складе цеха и выдается бригадирам по необходимости.

Т-3

ТИПОВОЙ ТАБЕЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСНАЩЕНИЯ БРИГАДЫ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

<*> В набор слесарного инструмента входят: ключи гаечные - 14 x 17; 17 x 19; 22 x 27; 27 x 32; 32 x 36; 42 x 55, ножовка по металлу, напильники разные, зубило, отвертки разные, плоскогубцы, молоток.

<**> При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях.

<***> При отсутствии телефонной связи.

Т-4

ТИПОВОЙ ТАБЕЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСНАЩЕНИЯ ЦЕХА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

<*> Типоразмеры применяемых труболовок выбираются в зависимости от конкретных условий.

<**> В указанных пределах количество комплектов бурильных труб различных типоразмеров выбирается в зависимости от конкретных условий.

1. Технология промыслово - геофизических исследований при капитальном ремонте скважин. - РД 39-1-1190-84, Уфа, ВНИИнефтепромгеофизика, 1984 г.

2. Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода, 1989 г. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора СССР N 17 от 12.10.89.

3. Основные условия производства промыслово - геофизических и прострелочно - взрывных работ в нефтяных скважинах. - РД 39-4-784-82. Уфа. ВНИИнефтепромгеофизика, 1982 г.

4. Методические рекомендации по контролю качества цементирования обсаженных скважин акустическими методами с использованием фазокорреляционных диаграмм (ФКД) и волновых картин (ВК). - ВНИИГИС и ОЗГА, 1992 г.

5. Каталог жидкостей глушения. НПО "Бурение" - ВНИИКРнефть, Краснодар, 1989 г.

6. Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей. - РД 39-14/02-005-90, НПО "Бурение" - ВНИИКРнефть, Краснодар, 1990 г.

7. Инструкция по ремонту крепи скважин. - РД 39-1-843-82, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983 г.

8. Инструкция по технологии ремонта обсадных колонн стальными пластырями. - РД 39-0147009-720-86, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1986 г.

9. Методы защиты от коррозии при кислотных обработках скважин и нефтепромыслового оборудования. - РД 39-3-455-80, Грозный, СевКавНИПИнефть, 1981.

10. Руководство по приготовлению и применению высокоэффективных жидкостей для проведения процесса ГГРП. - РД 39-082-91, Краснодар, НПО "Бурение" - ВНИИКРнефть, 1991 г.

11. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. - РД 39-0147035-209-87, М., ВНИИ, СИБНИИНП, 1987 г.

12. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. - РД 08-71-94, М., 1994.

13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., НПО "ОБТ", 1993 г.