Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

184 страницы

964.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

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

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

Способы доставки

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

Правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих, научно-исследовательских и проектных организаций отрасли.

Действие завершено 01.01.1991

Оглавление

1. Общие положения

2. Исследование скважин

   2.1 Гидродинамические исследования

   2.2 Геофизические исследования

   2.3.Обследоваяяе технического состояния эксплуатационной колонны

3. Подготовительные работы

   3.1 Глушение скважины

   3.2 Передислокация оборудования и ремонтной бригады

   З.3 Подготовка устья скважины

   3.4 Подготовка труб

4. Капитальный ремонт скважин

   4.1 Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

   4.2 Ремонтно-изоляционные работы

   4.3 Устранение негерметичности обсадных колонн

   4.4 Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

   4.5 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатаций скважин

   4.6 Перевод на другие горизонты и приобщение пластов

   4.7 Перевод скважин на использование по другому назначению

   4.8 Зарезка новых стволов

   4.9 Обработка призабойной зоны пласта

   4.10 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

   4.11 Консервация и расконсервация скважин

5. Текущий ремонт скважин

   5.1 Подготовительные работы

   5.2 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

   5.3 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

   5.4 Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей, песчаных пробок

6. Ремонт скважин с помощью тросоканатного метода

7. Освоение скважин после ремонта

8. Указание мер безопасности при ремонте скважин и охрана окружающей среды

Приложения

1. Классификатор ремонтных работ

2. Планирование, организация и финансирование ремонта скважин

3. Типовые табели технического оснащения бригад и цехов текущего и капитального ремонта скважин

Условные сокращения

Список использованных нормативно-технических документов

Показать даты введения Admin

Страница 1

ЕДИНЫЕ ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

РД-39-0147009-23-87

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Страница 2

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫПШЕННОСГ/

ЕДИНЫЕ ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВА1ИНАХ

РД 39 - 0147009-23-8?

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАВ.:

Всесоюзным научно-исследовательским я проектным институтом пв креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть) совмествс с институтами ВНИИ, ВНИИОЭНГ, ВНИИнефтепромгеофизики, Еашгошяефть, СевКавнилннефть, ВНИИТБ, ВостНИИТБ, Азшпшнефть и ВНИИТнефть

f Директор ВНИИКРн

Ответственные исп

Зав.лабораторией ВНИИКРн Зав.сектором ВНИИКРнефти

А.И.булатов

Э.М.Тосунов Р.Р. Алиша вяб

СОГЛАСОВАНО Постановлением секретариата ЦК профсоюза рабочих нефтяно* и газовой промышленности Протокол # 5 от 25.05.87г.

Страница 3

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ составлен в соответствии с отраслевой комплексной программой "КАЧЕСТВО" на 1986-1990 гг., п.1.1.7., утверзденной первым заместителем Министра от 30.04.86г.

В процессе работы над окончательной редакцией "Единых правил ведения ремонтных работ в скважинах" комиссией.состоящей из представителей ведущих научно-исследовательских институтов отрасли, было учтено большое количество замечаний и предложений, поступивших на проект указанных "Правил" от 32 производственных объединений, научно-исследовательских институтов отрасли и Госгортехнадзора СССР.

"Правила" состоят из 8 разделов, в том числе: Общие положения, исследования скважин, подготовительные работы, капитальный и текущий ремонт скважин, ремонт скважин с помощью тросоканатного метода, освоение скважин после ремонта и указания мер безопасности и охрана окружающей среды.

В приложениях приведены:

1.    Классификатор ремонтных работ.

2.    Планирование, организация и финансирование ремонта скважин.

3.    Типовые правила технического оснащения бригад и цехов твоего-и капитального ремонта скважин.

Составители РД:

to института ВНИИКРнефть-С.А.Рябоконь,Э.М.Тосунов,Р.Р.Алишанян

От \*иннефтвпрома-Е.М.Матвеев,В.А.Михайлов

От института ВНИИ-И.А.Сидоров^.А.Лодцубный^.В.Мустафин

От института Башнипинефть-В.Г.Уметбаев

От института СевКавнипинефть-В.С.Сиятский

От института ВНИИнефтепромгеофиэики-Б. М. Рябов

Страница 4

От института ВНШТГнефть-В.И.Григорьев

От института ВНИИТБ-Ч.Б.Везиров.Р.Л.Гальперин

От института ВостНИИТБ-М.А.Расторгуев

От института Азнипинефть-Г.МЛ'адаиев,Ш.С.М&вламов

От института ВНИИОЭНГ-К.С.Каменецкий,Э.Т.Юлгушев,А.Н.Юсупова

От ПО "Татнефть" -Б.А.Лерыан

Страница 5

руководя^ доклеит

ЗДИНЫЕ ПРАВИЛ ВЩНИЯ РЕМОНТНУХ РАБОТ В СКШИНАХ РД 39-0147009 - 23 - 87

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01.01.88 Срок действия до 01.01.91

I. ОШЕ ЯОЛОЗЕНИЯ

1.1.    Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах л обязательны для всех нефтегазодобывающих, научно-исследовательских и проектных организаций отрасли.

1.2.    При проведении ремонтных работ должны соблюдаться указания мер безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 8 настоящих "Правил”.

1.3.    При ремонте скважин, содержащих сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требованья, регламентированные специальными документами [II, 12 J .

1.4.    Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденных документов (заявка, план и др.). Исключение составляют аварийные ситуации, требующие немедленного принятия решения. В этих случаях руководители организаций самостоятельно принимают меры по ликвидации аварийной ситуации с последующим, оповещением вышестоящей организации.

1.5.    Ремонтные работы,в зависимости от назначения,подразделяют на капитальный, включающий в том числе работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущий ремонт (см.приложение I) [ij.

Страница 6

5

1.6.    Основанием для производства ремонта скважин являются результата гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

T.6.I. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [2].

В случаях, когда геофизические исследования провести невоз-'южво без привлечения бригад КРС (скважины эксплуатирующиеся9 УЭЦИ, ШГО, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе, с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.7.    Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических и артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его, как ремонт газовых скважин.

1.8.    Ремонт газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, заключается в их замене. Тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз.

Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.9* Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работа, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

Страница 7

6

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖН

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.I. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл. I [3].

Таблица I

Виды технологических операций

}Технологические ;методы исследо-•вания

Ч--

!Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

I. Гидроиспытание колонны

Глубина установки моста (пакера) ,отключаюгор■ го интервал перфорации (нарушения),тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления.

2. Поинтервальные гидроиспытания колонны

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании.

3. Величина снижения и динамика восстановления уровня жидкости

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения).способ и глубина снижения уровня в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

4. Определение про- Режим продавливания жидкости через нарушение пускной способ- колонны и величина устьевого давления на нежности нарушения дом режиме, тип и параметры продавливаемой

или специальных отверстий в колонне

жидкости

5. Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.1.2. Выявление обводнявшихся интервалов (пропластков) производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на при-

Страница 8

7

ток с использованием двух пакеров(сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1.    Комплекс геофизических исследований в зависимости от категорий скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [4J и его приложениях.

2.2.2.    Порядок приема и выполнения заявок должен соответствовать требованиям РД [2].

2.2.3.    Комплекс исследований должен включать все основные ме-тоды. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы -методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4.    Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положении забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, оценке герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны-передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде.

В заключении геофизического предприятия приводят результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований,ука-

Страница 9

о

зывают причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1.    Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонирую^ до забоет,

2.2.5.2.    Основная цель исследований состоит в определении ис^ точвиков обводнения продукции скважин.

2.2.5.8. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах комплекс исследований должен включать измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термо-кондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистив*-метром, импульсным генератором нейтронов. Состав обязательного комплекса зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4.    Для выделения обводнявшегося пласта (пропластка) из ряда других, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в работающих,так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминирализованноя водой эти же задачи решаются ИНМ по измерениям до и после задавки в скважину

минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л.

Эти измерения комплексируют с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляций'.

2.2.5.5.    Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией

Страница 10

9

при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л.

По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации - подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллекторе или по заколонному пространству из-за ногерметич-яости цементного кольца.

2.2.5.6.    Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасыщенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, отличных по минерализагдз.

По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м3 раствора на I м мощности коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7.    Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов,оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8.    При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером

и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделите отдающие (принимающие) интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследований является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонннх межпластовых перетоков, определения высоты

Страница 11

10

подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубнсм пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2.    Если место негерметичкости обсадной колонны опреде-.:яют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (воздуха) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения раходомером, термометром и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный Акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновка обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3.    Интервал возможных перетоков жидкости или газа меж-Д7 пластами при гер.мэтичной обсадкой колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.5.4.    Контроль за РИР при наращивании цементного кольца sa эксплуатационной коло ной, кондуктором, креплении слабосце-ментированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ.

2.2.6.5.    Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкости в колонне, состояния исскуственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НТК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГТК).

Страница 12

II

2.2.7.    Геофизические исследования при ремонте нагнетаталъннх скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8.    Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают

по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер.

В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и жидкости ее насыщающей, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9.    Оценку результатов ремонтных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1)    в интервале объекта разработки - снижение или ликвидация обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2)    при исправлении негерметичности колонны - результаты ис-

Страница 13

T2

питания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по за трубному пространству - отсутствие в добывающей продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2.    В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды э скважину.

2.2.9.3.    Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1)    при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования путем повторных исследований методами цементометрии.

2)    при ликвидация межпластовых перетоков - исследованиями термометрией. [Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на тегмогргммах, полученных при исследовании в действующей сква-Еяче *ли при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1.    Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1.    Если печать остановится не доходя до забоя, фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2.    Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

Страница 14

V3

2;3,2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета спускают на НКТ плоскую свинцовую печать.

2.3.3.    При проведении работ по пп.2.3.1. и 2.3.2. допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4.    Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

а.П0Д1Т)Т0ВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1.    Требования, предъявляемые к жидкости для глушения скважин.

3.1.1.1.    Плотность определяют из расчета создания столбом жидкости для глушения давления, превышающего пластовое в соответствии с требованиями РД [б] •

3.1.1.2.    Не допускается отклонение величины плотности жидкости для глушения от установленных проектом величин более чем на + 20 кг/м3*

3.1.1.3.    Жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматаюто пор пласта твердыми частицами.

3.1.1.4.    Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении pH пластовой воды.

3.1.1.5.    Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость кор-

Страница 15

14

розни стали не должна превышать О, I мм/год [7, 10].

3.1Л.6. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

3.1Л.7. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрыво-пожаробезопасной, нетоксичной.

3.I.I.8. Жидкость должна быть технологична в приготовлении и использовании.

3.1Л.9. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

3.1.2. Подготовительные работы.

3.1.2.1.    Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.

3.1.2.2.    Определяют величину текущего пластового давления.

3.1.2.3.    Производят расчет необходимой плотности жидкости глушения, определяют потребное количество жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

3.1.2.4.    Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

3.1.2.5.    Останавливают скважину, производят разрядку скважины, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

3.1.2.6.    Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии при давлении, превышающем ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

3.1.3. Проведение процесса глушения.

3.1.3.I. Заменяют скважинную жидкость на жидкость для глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной за-

Страница 16

15

мене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

3.1.3.2.    Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят при условии выхода циркуляции жидкости глушения и обеспечения необходимого противодавлнния на пласт.

3.1.3.3.    Глушение скважин, оборудованных ЗЦН и ШШ,при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбитая циркуляционного клапана. При низкой приемистости скважину оставляют в покое на период вытеснения скважинной жидкости жидкостью глушения и производят последующий цикл глушения.

3.1.3.4.    После выравнивания давления контролируют наличие перелива жидкости из скважины. При необходимости производят дополнительный цикл глушения.

3.1.3.5.    В случав глушения скважин с высоким газовым фактором, большим интервалом перфорации, при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефте- водо- кислоторастворимые наполнители-кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады

3.2.1.    Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования

3.2.2.    Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

Страница 17

16

3.3. Подготовка устья скважины

3.3.1.    Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважиь.

3.3.2.    Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.

3.3.3.    Производят монтаж передвижного агрегата.

3.3.4.    Расставляют оборудование.

3.3.5.    Производят монтаж мачты.

3.4. Подготовка труб

3.4.1.    Общие положения.

3.4.1.1.    Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).

3.4.1.2.    Компоновку колонны бурильных тру0 осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631-75,с замками-ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения при-веденн в табл.2.

Таблица 2

Соотношение диаметров колонн

Диаметр

колонны, мм

обсадной

, бурильной

114

60

127

60

140

73

146

73

168

89

178

89

102

Страница 18

Продолжение таблицы 2

Диаметр колонны, мм обсадной    i    бурильной

194

102

114

114

219

127

140

114

245

127

I4C

273

127

140

299 и болвб

I4C

3.4.1.3.    Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых стволов производят аналогично расчету колонн для бурения наклонно направленных скважин. Кроме того перед зарезкой нового ствола состояние бурильных труб проверяют существующими методами контроля.

3.4.1.4.    Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежден ных участков колонны, крепления вторых стволов производят в соответствии с действующими РД.

3.4.1.5.    При проведении ремонтных работ, кроме работ с кислотами ж щелочами,допускается использование алюминивнмх труб (ТУ I4-3-I229-83).

3.4.1.6.    Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ) перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных

в действующих РД и нормативно-технических документах.

3.4.1.7.    Транспортирование труб на скважину производят на специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками.

Страница 19

18

3.4.1.8.    В процессе подготовки труб проверяют состояние их поверхности, муфт и резьбовых соединений.

Црж шаблонировании труб в случае задержки шаблона трубу следует забраковать.

3.4.1.9.    Длину труб измеряют стальной рулеткой.

3.4.1.10.    В процесса подготовка трубы группируют по комплекта?: в соответствии с их типами и размерами.

3.4.1.11.    На допускается использование переводников и уэлов о продидным селением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов.

3.4.1.12.    Подъемные патрубки и переводники должны быть за-хддского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.

4. КАПИТАЛЬНЫЙ РШ)НТ СКВАЖИН

4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

4.1.1.    Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушеобразных фрезеров.

4.1.2.    Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия на 5 мм. Диаметр последующего оправочногс инструмента должен быть увеличен не более чем на 3-5 мм.

4.1.3.    Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью справочных долот производят при медленном проворачивании их на угол не более чем 30°. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (из табл.З).

Страница 20

19

4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл.З. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на его боковой поверхности

Таблица S

Выоор осевой нагрузки на оправочноо долото е еавлсюйостд от размеров обсадных и бурильных трус

Диаметр обсадной колонны, мм

114

127-146

168

219

245

Диаметр бурильных труб, мм

□0ИЛИ73

73

8S

114

140

Осевая нагрузка, кН

5-10

10-20

10-40

_

20-50

_

30-50

4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

4.2. Ремонтно-изоляционные работы

4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов

4.2.1Л. Изоляционные работы по п.4.2.1. производят методом тампонирования под давлением без установки лакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1)    производят глушение скважины ;

2)    спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым);

3)    при отключении верхних и промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины, в интервале от искусственного забоя до отметки на