ответы нефтегаз 4 вида работ. Участие в проведении технологических процессов разработки и эксплуатации
 Скачать 1.56 Mb.
|
Подготовка скважин к ремонтуСкважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают подготовленной для подземного ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти. Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ подготовки используемого при этом оборудования. К первой группе относятся работы, связанные с: глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либа проявлений в процессе проведения работ. Ко второй — установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижною агрегата подземного ремонта приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния крон-блока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешиваение ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН, расстановка оборудования на площадке. Помимо этого, к подготовительным работам относят, доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах, работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т. п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины. Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование. Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами. 1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины. 2. Промывка скважины в сочетании с глушением. 3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением. Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавяения на пласт. Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. При прямой технологическую жидкость закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ. Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают. При условии повышения давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт. Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5—10%- Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса. В качестве технологической жидкости при подземном ремонте обычно используют: сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3, высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180— 1230 кг/м3, специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3. После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта. В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ (рис. IV.2) является наличие У скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-комп-рессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования несколько иное (рис. IV.3). Порядок выполнения подготовительных работ следующий. 1. Установка передвижных мостков у устья скважины (в тех случаях, когда отсутствуют стационарные). 2. Проверка якорей для крепления оттяжек. 3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата. 4. Установка агрегата у устья скважины. 5. Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх. 6. Центровка мачты и натяжение оттяжек. 7. Установка настила рабочей площадки. Рассмотрим более подробно выполняемые операции при монтаже агрегата Азинмаш-37А. В них участвуют оператор, помощник оператора, машинист подъемного агрегата и тракторист ходового трактора. По сигналу оператора тракторист подгоняет ходовой трактор к передвижным мосткам, .опера-гор зацепляет их к фарк опу и наблюдает за точной установкой мостков у устья. Вместе с помощником он отцепляет мостки после их установки. Оператор вместе с трактористом проверяет качество крепления якорей. Для этого тракторист последовательно подводит трактор к каждой петле, оператор цепляет петлю якоря за фаркоп и дает сигнал на натяжку якоря. После проверки на усилие 45 кН трактор переезжает к следующему якорю. В это время помощник наблюдает за подгонкой агрегата к устью скважины со стороны, противоположной мосткам. Не доезжая 10 м до устья, агрегат останавливается, оператор с помощником разматывают оттяжки и растаскивают их в стороны. Затем они подготавливают площадку под брусья и подъемный агрегат, укладывают брусья под домкраты Машинист, руководствуясь сигналами оператора, стоящего на мостках, подгоняет агрегат к устью скважины таким образом, чтобы продольная ось агрегата совпадала с осью устья скважины. Одновременно с этим помощник следит за движением агрегата и, когда расстояние между плоскостью ног задней опоры мачты и устьем скважины составляет 1,5 м, дает сигнал на прекращение движения. Машинист затормаживает агрегат, ставит его на ручной тормоз, присоединяет заземление к кондуктору и вынимает выносной пульт управления. Оператор с помощником устанавливают ноги задней опоры мачты в нижнее положение. Для этого вытаскивают пальцы, фиксирующие их в верхнем положении, и после опускания ног их устанавливают в отверстие, соответствующее нижнему положению. После этого вращением винтовых домкратов прижимают опорные плиты ног к фундаменту, устанавливают боковые откидные опоры, после чего разносят стяжные винты к якорям и цепляют их за петли. После проверки исправности узлов подъема и работы упоров верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость гидравлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператора, находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за выносным пультом управления, начинает подъем до тех пор, пока мачта не сядет в гнезда задней опоры. Оператор с помощником прикрепляют нижнюю секцию мачты к задней опоре и открепляют верхнюю секцию от нижней. Машинист по сигналу оператора начинает выдвижение секции вышки до появления светового сигнала на пульте, после чего опускает ее вниз, сажая на упоры. Центрируют мачту вращением винтовых домкратов таким образом, чтобы ось вращения спущенного крюка совпадала с осью скважины. После центровки оператор с помощником натягивают оттяжки мачты винтами. Затем устанавливают и настилают рабочую площадку. После размещения и монтажа оборудования бригада приступает к монтажу приспособлений для спуско-подъемочных операций: устанавливают инструментальный столик, монтируют, если они используются при ремонте, штанговый или трубные механические ключи и т. п. Указывать общий для подземных ремонтов всех видов перечень работ не представляется целесообразным, поскольку он определяется не только целью ремонта, применяемыми инструментами и механизмами, но и традициями выполнения этих операций, существующими в НГДУ или объединениях.  Перед ремонтом скважины, эксплуатируемой ЭЦН, рядом с ней в поле зрения тракториста устанавливают кабеленаматыва-тель и пульт управления им. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей его середину с осью скважины. Кабель должен сбегать с верхней части барабана и через подвесной ролик направляться к устью скважины. У устья скважины располагают инструмент для спуско-подъ-емных работ, вспомогательное оборудование. Проведению спуско-подъемных операций, расхаживанию труб и всех операций, связанных с применением или извлечением внут-рискважинного оборудования, предшествует разборка устьевой арматуры. Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов,крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх. Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный . Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов. Текущий ремонт скважин подразделяют на: · планово-предупредительный (или профилактический) · восстановительный 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 скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Разновидности текущего ремонта скважин
Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени. Текущий ремонт скважин организационно осуществляется цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефте-газодобывающим управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад подземного ремонта, осуществляют следующие работы. Устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг. Заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость. Заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины. Подготовку и расчистку прилегающей к скважине территории в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культ-будки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматывателя (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или начальником участка. Создание подготовительных бригад позволило повысить коэффициент использования оборудования, сократить его простои и время пребывания скважины в ремонте. Специализация работ повысила их качество исполнения. После установки агрегата и мачты бригада подземного ремонта приступает непосредственно к ремонту скважины. Работа бригады по текущему ремонту происходит по четко расписанной инструктивной карте. В ней расписаны все операции и их последовательность для каждого типового ремонта (ШСНУ, ПЦЭН, тип подъемного агрегата и пр.). В подземном ремонте скважин обычно преобладают спускоподъемные операции. Поэтому при выполнении этих работ широко используются механизмы для свинчивания и развинчивания штанг и труб, а также автоматическая намотка кабеля на барабан кабеленаматывателя. Заключительные операции выполняются в порядке, обратном подготовительным. После сборки устьевой арматуры или подвески штанг к головке балансира скважина пускается в эксплуатацию. При наличии нескольких скважин, ожидающих ремонта, предпочтение отдается многодебитной скважине. Однако существуют математические методы планирования работ бригад текущего ремонта, в основе которых лежит один или несколько критериев (функций цели) и, в частности, такой важнейший, как минимум потерь нефти в целом по промыслу или НГДУ из-за ремонта и простоя в ожидании ремонта, связанного с определением оптимального числа бригад. В связи с ростом механизированного фонда скважин значение текущего ремонта скважин сильно возрастает. Объемы этих работ по отрасли растут очень быстро, и всякая рационализация этого вида работ существенно сказывается на экономических показателях деятельности нефтепромысловых управлений. В этом отношении целесообразно более широкое использование различных вспомогательных агрегатов на колесном ходу как для подготовительных работ (1ПАРС), так и для механизированной установки якорей-оттяжек (АМЯ-6Т). Ускорение спускоподъемных операций достигается путем использования автоматов и увеличением мощности подъемных агрегатов, что позволяет повысить скорости подъема талевого блока и извлекаемых труб. Однако определяющая роль в проблеме сокращения темпов роста работ по текущему ремонту скважин остается за увеличением надежности работы оборудования скважин, используемого при добыче нефти. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами • Смена насоса. • Подготовительные работы. Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры. Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток. Устанавливают штанговый крюк на талевsй блок. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса. Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными. 4 Спуск насоса. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами. Подготовительные работы Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди». Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля. •Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя). • Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений. • Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса (клямсы) с помощью спецкрючка. • Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно. • Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ. • Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы — спускной клапан. • 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. • После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины. • Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию. • Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал. Мероприятие проводимые при подготовке скважины к капитальному ремонту. Скважину (эксплутационную или нагнетательную) считают подготовленной для капитального ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти. Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования. К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких – либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй – установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния кронблока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешивание ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных УЭЦН, расстановка оборудования на площадке. Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах. Работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т.п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, при чем вероятность самоизлива скважины, тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится, и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины. Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование. Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами: 1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана - отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины. 2. Промывка скважины в сочетании с глушением. 3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением. Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую циркуляцию жидкости. При прямой технологическую закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу по НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ. Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают. При условии давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столбом жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт. Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости пластовой на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5-10%. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса. В качестве технологической жидкости при капитальном ремонте обычно используют: · Сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080 – 1120 кг/м, · Высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180 – 1230 кг/м, · Специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м. После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта. В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей капитального ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ является наличие у скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-компрессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования несколько иное. Порядок выполнения подготовительных работ следующий: 1. Установка передвижных мостков у устья скважины. 2. Проверка якорей для крепления оттяжек. 3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата. 4. Установка агрегата у устья скважины. 5. Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх. 6. Центровка мачты и натяжение оттяжек. Оборудование, применяемое при ТРС и КРС Классификация оборудования, применяемого при ТРС и КРС: 1. Транспортные средства для доставки ремонтного оборудования (тракторы, автомашины, сани и т.д.). 2. Вышки, мачты и талевая система. 3. Спуско-подъемное оборудование (подъемники и агрегаты). 4. Специальное технологическое оборудование (насосные установки, парогенераторы, автоцистерны, пескосмесительные агрегаты и т.д.). 5. Инструменты (элеваторы, штропы, клинья, спайдеры и т.д.). 6. Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг (АПР различных модификаций, ручные ключи). 7. Ловильный, режущий и вспомогательный инструмент (метчики, колокола, труболовки, ловители, фрезеры, отклонители, печати и т.д.). 8. Вспомогательные приспособления и оборудование. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации Подготовительные работы: - составляют план ликвидации аварии; - в плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды; - план ликвидации аварии, с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов, согласуют с противофонтанной службой и он утверждается главным инженером предприятия; - работы по ликвидации аварии, в соответствии с утвержденным планом, производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин; - доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п.; - при спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами; - при расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы производят по специальному плану; - работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием; - при установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным пространством с соблюдением специальных мер безопасности. Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций: 1) спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы; 2) в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы; 3) извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности: - отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы; - обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вы- резают внутренними труборезами, а обсадные трубы - внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют: - труболовки; - колокола; - метчики; - овершот; - магнитные фрезеры; - фрезеры-пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае, если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины. Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи удочки, крючка и т.п. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия. Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одновременно-разделенная закачка (ОРЗ) В случае систем ОРЭ с разобщением пластов в конструкцию компоновок всегда включается разобщающий элемент – пакер+клапан, либо расклинивающийся пакер. Системы этого типа применяются для ОРЭ никопродуктивных, глубокозалегающих объектов. Установки первого типа оборудованы либо пакером и клапаном-отсекателем с возможностью отсечения только нижнего пласта, либо используется установка, при которой возможно отсечение обоих пластов, тогда как в штатном режиме оба пласта работают через один ЭЦН. Также есть возможность регулирования и перекрытия потоков клапанами-регуляторами. Двухнасосные системы представлены сегодня тремя вариантами (рис. 11). Первый из них – однолифтовый, основная особенность которого заключается в том, что для раздельного замера параметров пластов необходимо производить остановку одного из насосов. Системы с параллельными лифтами могут применятся в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны от 178 мм, при этом возможны сложности при монтаже оборудования. Наконец третий вариант – это системы с концентрическими лифтами, для использования которых необходим стабильный приток флюида из каждого пласта, обеспечивающий бесперебойную работу каждого ЭЦН. Можно сказать, что последние два варианта – это системы «ОРЭ в чистом виде», обеспечивающие постоянный мониторинг параметров пластов.  Рис. 11 Двухнасосные системы ОРЭ Системы ОРЭ и ОРЗ Все большую популярность среди нефтяников завоевывают технологии одновременно-раздельной эксплуатации и закачки (ОРЭ и ОРЗ). В ряде российских компаний уже опробованы данные технологии в отдельных скважинах с целью определения надежности оборудования. Перспективным развитием данной области будет комплексное внедрение испытанных технологий и организация одновременно-раздельной разработки участков залежей, далее целых месторождений. Такое техническое усложнение разработки многопластовых месторождений обусловлено колоссальной экономической привлекательностью. В основном используются системы ОРЭ «ШГН+ЭЦН» и «ЭЦН+ЭЦН»  Рис. 12 Схема компоновки совместной эксплуатации двух пластов с гидравлическим клапаном-отсекателем. Так же в настоящее время ведётся опробование технологии совместной эксплуатации двух пластов одной скважиной с внедрением электромагнитного клапана-отсекателя для обеспечения раздельного замера по пластам (рис. 13). КЭН устанавливается в хвостовике УЭЦН и гидравлически связан с подпакерным пространством. Пакер разобщает два пласта. Приведение клапана в положение «закрыто» для замера дебита и обводненности верхнего пласта осуществляется путем подачи постоянного напряжения 220В и открывается после снятия напряжения. На первом этапе напряжение подается через кабель КГ 3х0,75.  Рис. 13. Схема компоновки совместной эксплуатации двух пластов с электромагнитным клапаном-отсекателем. Описанные компоновки на стадии испытания внедряются для разделения пластов со схожими характеристиками (пластовое давление, проницаемость). В перспективе будет внедряться оборудование, позволяющее разобщать объекты с существенно отличающимся пластовым давлением. Для этого прорабатывается возможность создания дифференцированной депрессии по пластам, а также регулирования отборов и отключения верхнего или нижнего пласта. Система ОРЗ с двумя пакерами (рис. 14) применяется для герметичного разобщения призабойной зоны, межпакерного кольцевого пространства и затрубного (надпакерного) пространства нагнетательной скважины в целях обеспечения независимой, контролируемой закачки воды в два пласта скважины с защитой эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления закачиваемой воды  Рис.14 Двухпакерная система ОРЗ |