Калыбеков Т
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
9.3. Требования к ведению работ по ремонту скважин Перед началом работ по текущему и капитальному ремонту скважин бригада должна быть ознакомлена с возможными осложнениями и авариями в процессе работ, планом локализации и ликвидации аварий (ПЛА) и планом работ. С работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ, связанных с применением новых технических устройств и технологий, с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений, устройство и оснащение площадок в зоне работ осуществляются в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем организации, с учетом схем расположения подземных и наземных коммуникаций. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой организации-заказчика и выдаваться бригаде не менее чем за трое суток до начала производства работ. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке и центрируются относительно устья скважины в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации. Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ на ремонт скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых 82 (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих ПДК и создающих угрозу сульфидно-коррозионного растрескивания металла обсадных труб, оборудования и лифтовых колонн, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами- отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов. Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтепроявлением устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без установки превенторной установки. 83 Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине. Без исправного индикатора веса проводить спускоподъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины запрещается. Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий: · работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающей организации; · работы по ревизии клапана-отсекателя, их периодичность выполняются в соответствии с рекомендациями фирмы- изготовителя и промысловыми заявками заказчика; · периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов: гидравлическая опрессовка — через шесть месяцев; дефектоскопия - один раз в год; · после извлечения из эксцентричных камер (ингибиторных оправок) ингибиторного клапана, газлифтного клапана, циркуляционного клапана в посадочное место должны быть установлены глухие пробки. Эксплуатация скважин с открытым «гнездом» в оправках запрещается. Спускоподъемные 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 84 меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной. При подъеме труб должны быть обеспечены непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования не должна превышать 0,25 м/с. При перерывах в работе независимо от их продолжительности запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель. Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки. Запрещается нахождение людей между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сероводорода не допускается. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины. При необходимости подъема лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан, «шламование» лифтовых колонн и т. п.) следует производить 85 постоянный долив скважины с поддержаниием уровня жидкости на устье. На время простреленных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденным в установленном порядке. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т. п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации. При ремонте скважин на газлифтных кустах перед расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также на соседних скважинах слева и справа (на период расстановки) прекращается. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов. При ремонте механизированных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена. При капитальном ремонте или освоении скважин соседние с ремонтируемой скважины (по одной слева и справа), находящиеся под давлением, закрываются экранирующим устройством, обеспечивающим защиту устьевого оборудования от механического повреждения падающими предметами. Необходимость установки экранирующих устройств определяется планом работ на ремонт скважины. Соседние с ремонтируемой, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами скважины могут быть остановлены или работать с 86 соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ. Конструкция экранирующего устройства или ограждения должна: · исключать возможность образования непроветриваемых зон; · обеспечивать свободный доступ к узлам управления арматуры скважины. При передаче газлифтной скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин. Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки передаваемой в ремонт газлифтной скважины производит служба заказчика (подразделения, эксплуатирующего скважины). Перед расстановкой оборудования для подземного или капитального ремонта скважин нагнетание газа в ремонтируемую скважину и по одной слева и справа прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке разряжается до атмосферного. После расстановки оборудования и монтажа подъемной установки скважины по одной слева и справа пускают в работу. Перед демонтажем оборудования и подъемной установки (ремонт скважин закончен) скважины по одной слева и справа останавливаются и избыточное давление разряжается. Все работы по остановке действующих скважин и их пуску в работу выполняют соответствующие службы заказчика. 9.4. Повышение нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема 87 размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения 88 работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы. Работы по закачке химреагентов должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т. д.) должен быть: · аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты; · запас чистой пресной воды; · нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин). Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость. Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами. \ Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков 89 не разрешается. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны. При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 об. %) и нарушения герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены. При тепловой обработке парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляются с соблюдением требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для 90 эксплуатационной колонны. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала. При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану, утвержденному организацией. Во время проведения гидроразрыва пласта находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25. Применение пакерующих устройств при гидроразрывах пласта обязательно. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок при депарафинизации скважин, труб и оборудования должны быть: · оборудованы предохранительным и обратным клапанами; · опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен |