По ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ практике

Ижевск 2017

                                                           2018г.

Содержание

Введение............................................................................................................................................3

1) Ознакомление с объектом практики...................................................................................3

2) Инструктаж по технике безопасности помошника бурильщика при КРС.........................................................................................................................................4

Раздел 1. Проведение работ КРС в соответствии с технологическим регламентом.................12

Раздел 2. Обслуживание и эксплуатация оборудованияКРС......................................................14

Раздел 3. Организация деятельности подчиненных......................................................................24

Раздел 4. Выполнение работ по профессии помошник бурильщика при капитальном ремонте скважин на нефть и газ. Для специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»............................................................................................................................................27

Заключение........................................................................................................................................33

Список литературы...........................................................................................................................34

Введение

Ознакомление с объектом практики

Прохождение производственной практики производилось в нефтяной компании АО «Белкамнефть», которое является дочерним предприятием «Русснефть». Сегодня «РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны.

АО «Белкамнефть» осуществляет добычу и подготовку нефти на территории Удмуртской Республики, Башкирии и Кировской области. На балансе группы компаний «Белкамнефть» находится 53 нефтяных месторождения.

Объем добычи нефти предприятиями группы «Белкамнефть» в 2016 году составил 4 миллиона 104 тысячи тонн нефти. Введено из бурения в эксплуатацию 43 новые нефтяные скважины. Дополнительная добыча нефти за счет ввода новых скважин составила 261,422 тысячи тонн.

В течение 2016 года на объектах предприятия было реализовано 1283 геолого-технических мероприятия, дополнительная добыча от них составила 253,511 тысяч тонн нефти.

По итогам 2016 года АО «Белкамнефть» стало крупнейшим налогоплательщиков Удмуртской Республики, перечислив в республиканский бюджет более 8 млрд руб., что составило более 14,5% всех поступлений.

В АО «Белкамнефть» трудится более 13900 человек. На протяжении многих лет компания – в числе лидеров среди крупных промышленных предприятий Удмуртии по уровню социальной защищенности сотрудников.

Целью производственной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, приобретение опыта самостоятельной работы, получение навыков в проведении научно-исследовательской и практической работы по избранной специальности.

Задачами производственной практики для реализации поставленных целей являются:

- изучение деятельности предприятия;

- развитие навыков проведения самостоятельных исследований и анализа практических материалов;

- усвоение терминологии, методов анализа и управления, используемых на предприятии;

- приобретение опыта работы в трудовых коллективах при решении производственно-экономических вопросов, планировании работы на предприятии;

- закрепление навыков работы с квартальными и годовыми отчетами, производственно-финансовыми и перспективными планами, оценке уровня организации производства, труда и управления.

Группа компаний «Белкамнефть» им. А.А. Волкова - одно из крупнейших нефтедобывающих предприятий в Удмуртской Республике. Оно является вторым по объемам производства и первым – по динамике добычи. Кроме того, компания входит в число крупнейших налогоплательщиков в Удмуртской Республике.

Структура группы компаний «Белкамнефть» им. А.А. Волкова отражает ее нацеленность на увеличение добычи за счет роста вложений в разработку новых месторождений, рационального использования ресурсов и запасов, отлаженной логистики в производстве.

В группу компаний сегодня входят 5 нефтедобывающих предприятий, которые ведут свою деятельность на территории Удмуртской Республики, Республики Башкортостан и Кировской области. Управление производственными активами большинства из них сосредоточено в подразделениях АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова - НГДУ-1 и НГДУ-2. Такая организация управления производством позволяет компании добиваться существенного снижения управленческих издержек, выстроить эффективные и гибкие производственные цепочки, сократить время от принятия решения до его исполнения.

Ин­структаж по технике безопасности

Помошника бурильщика при КРС

1. Общие положения

1.1. К ремонту скважин допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при капитальном и текущем ремонтах скважин. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучение и проверку знаний в соответствии с требованиями, изложенными в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также прошедшие специальную подготовку в учебном центре предприятия.

1.2. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному руководством предприятия.

В плане необходимо предусматривать все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.

1.3. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

1.4. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

1.5. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями.

1.6. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным предприятием перечнем.

1.7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать нормам.

1.8. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-88 (углеводороды предельные C1 - C10 в пересчете на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5 - 3 мг/куб. м).

1.9. Администрация предприятия на основе настоящей Инструкции должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригады.

2. Требования к оборудованию и приспособлениям

2.1. Оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 и разделу 1.5 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

2.2. Требования безопасности при эксплуатации оборудования должны быть установлены в эксплуатационных документах.

2.3. Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорт заводов - изготовителей, в который вносятся данные об их эксплуатации и ремонте.

2.4. Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, крон - блок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должны отвечать требованиям соответствующих ГОСТ, ТУ.

2.5. Все открытые составные части механизмов должны иметь ограждения.

2.6. Передвижные агрегаты для текущего и капитального ремонта скважин должны быть оснащены механизмами для свинчивания и развинчивания труб и штанг и малогабаритными превентерами.

2.7. Агрегаты должны быть оборудованы световой или звуковой сигнализацией

2.8. Органы управления спуско - подъемными операциями агрегата должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно - измерительными приборами, расположенном в безопасном месте, обеспечивающем видимость вышки, мачты, гидравлических домкратов, лебедки и других механизмов, установленных на агрегате. Стекло кабины машиниста агрегата должно быть оснащено стеклоочистителем.

2.9. Агрегат (подъемник) должен иметь систему ограничителя подъема талевого блока, освещения вышки, рабочей площадки и мостков, выполненную во взрывоопасном исполнении, а также систему гидро- или пневмоусиления для управления фрикционной муфтой включения барабана лебедки, усиления тормоза, переключения скоростей.

2.10. Затворы элеваторов должны быть оснащены предохранительными устройствами для предотвращения самооткрывания.

2.11. На оборудовании для подключения электропитания должны быть предусмотрены штепсельные розетки и возможность осуществления подключения к общей системе заземления.

3. Требования к подготовительным работам, при переезде

3.1. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки пути следования, назначить ответственного за передвижением по намеченной трассе и, при необходимости, принять меры по очистке снега или неровностей.

3.2. Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортное положение и закреплены.

3.3. Переезд через замерзшие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление пути, допускающих к переезду виды транспорта и скорости движения, при отсутствии тумана, поземки, снегопада.

3.4. Движение по снежной целине разрешается только по уточненной и обозначенной знаками трассе.

3.5. При движении по дорогам (магистралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.

3.6. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить техническое состояние агрегата, уделить при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлениям для укладки оборудования и труб, креплению оттяжных канатов и наличию защитных ограждений.

3.7. При установке агрегата на скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работой талевой системой и работающими на устье скважины.

3.8. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно устья скважины. Талевая система должна быть оборудована индикатором веса, который перед началом работ проверяется и тарируется.

3.9. Стеллажи для труб, штанг и другого оборудования должны устанавливаться с уклоном, не превышающим 1:25.

3.10. Рубку стальных канатов следует производить только используя специальные приспособления, при наличии защитных очков.

3.11. При текущем ремонте скважин перед разборкой арматуры необходимо:

- фонтанную скважину, не оборудованную внутрискважинным клапаном - отсекателем и пакером, заглушить жидкостью глушения;

- перед глушением фонтанной скважины, оборудованной клапаном - отсекателем и пакером, произвести работы по извлечению клапана - отсекателя и открытию циркуляционного клапана;

скважину с механизированной добычей, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, остановить, давление на устье снизить до атмосферного и выдержать в течение 5 часов для восстановления уровня;

скважину, эксплуатирующую горизонты с пластовым давлением ниже 0,6 от гидростатического давления, забойными клапанами - отсекателями не оборудуют и не заполняют жидкостью глушения.

Во всех случаях после остановки скважины необходимо убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.

3.12. При капитальном ремонте скважины перед разборкой арматуры необходимо скважину заполнить жидкостью глушения и убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.

3.13. Перед ремонтом скважины, оборудованной станком - качалкой, кривошипы и противовесы необходимо зафиксировать тормозом в нижнем положении, головка балансира при этом находится в верхней мертвой точке и, в зависимости от ее конструктивного исполнения, последняя должна быть откинута на балансир либо отвернута в сторону для свободного хода талевого блока ремонтного агрегата.

Все манипуляции с подготовкой станка - качалки к ремонту на скважине должны проводиться техническими средствами, исключающими подъем рабочего на балансир.

3.14. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружной электронасосной установкой, силовой кабель должен быть обесточен и отключен от системы электропитания, проверена надежность крепления и работоспособность оттяжного кабельного ролика

3.15. Нагнетательный трубопровод линии глушения должен быть испытан жидкостью на прочность и плотность давлением, равным полуторократному значению ожидаемого давления. Обнаруженные дефекты устраняются только после снижения давления в обвязке скважины до атмосферного.

3.16. В период спуска и подъема труб и внутрискважинного оборудования все устьевые задвижки и задвижка на посадочном узле герметизации устья скважины должны быть полностью открыты.

4. Требования при спуско-подъемных операциях

4.1. При использовании механизма для свинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен располагаться на высоте 0,5 м от пола рабочей площадки.

4.2. Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната, с целью предотвращения его скручивания.

4.3. Устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием (превентором).

4.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг должны быть установлены на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма.

4.5. При отвинчивании полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен быть прикреплен к штанговому элеватору.

4.6. В случае заклинивания плунжера штангового скважинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

4.7. Запрещается иметь на рабочей площадке во время спуско-подъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб и штанг.

4.8. Перед началом спуско-подъемных операций следует проверить исправность замка элеватора. Применение элеватора с неисправным замком запрещается.

4.9. Для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску запрещается.

4.10. Отвинченную трубу следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.

4.11. При подъеме труб и штанг не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб и штанг.

4.12. При спуско - подъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

4.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе, независимо от их продолжительности.

4.14. Если во время спуско - подъемных операций наблюдается газовыделение, интенсивный перелив или уход жидкости, то спуско - подъемные операции должны быть прекращены, устье скважины загерметизировано и проведено повторное глушение скважины.

4.15. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым внутренним каналом не должна превышать 0,25 м/с.

4.16. В процессе подъема внутрискважинного оборудования нагрузка на крюке подъемного агрегата не должна превышать веса инструмента более 20%.

4.17. Не допускается нанесение ударов по муфте труб с целью ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.

4.18. При укладке труб на мостки свободный конец их с резьбой должен быть защищен предохранительным кольцом и установлен на салазки (тележку, лоток).

4.19. При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую площадку. Жидкость, вытекающая из поднимаемых труб, должна направляться в специальную емкость, а в затрубное пространство производиться постоянный долив жидкости глушения.

4.20. При перерывах в работе при спуско - подъемных операциях устье скважин должно герметизироваться.

4.21. Работы по спуску и подъему оборудования из скважины при скорости ветра 11 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и видимости менее 50 м запрещены.

4.22. В начале подъема лифтовой колонны строго следить за показанием индикатора веса. При превышении нагрузки выше веса скважинного оборудования необходимо лифтовую колонну вернуть в исходное положение и проверить положение цангового захвата замка - разъединителя колонны лифтовых труб. Подъем скважинного оборудования разрешается производить только после полной уверенности в том, что замок разъединителя колонны не находится в зацеплении с оборудованием пакера.

4.23. Демонтаж устьевого оборудования скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, оборудованных забойными клапанами - отсекателями, производится только после полного прекращения выделения газа из затрубного пространства скважины и проверки положения уровня жидкости в скважине (положение уровня должно быть неизменным).

4.24. Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов проводятся в строгом соответствии с действующими правилами. Планы работ согласуются военизированной частью по предупреждению возникновения ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и утверждаются главным инженером нефтегазодобывающего предприятия.

5. Требования при работе с солевыми растворами

5.1. При работе с солевыми растворами, в особенности при их приготовлении, необходимо соблюдать правила гигиены. Солевые растворы на основе хлоридов и бромидов нетоксичны, но при длительном воздействии на кожные покровы могут вызывать раздражение.

5.2. Работающий персонал, связанный с затариванием и приготовлением растворов, должен быть обеспечен средствами защиты.

5.3. При попадании на кожу необходимо промывание водой с мылом, после чего кожу желательно осушить и смазать рыбьим жиром или смесью ланолина с вазелином

5.4. При попадании используемых растворов и реагентов в глаза - немедленное промывание водой не менее 15 минут, после чего закапать рыбий жир и затем 30% раствор альбуцида. При неприятных ощущениях обратиться к врачу - окулисту.

5.5. Одежду, облитую рабочим раствором реагентов, составом, необходимо снять для предупреждения раздражения кожи и выстирать в горячей воде с мылом.

5.6. С целью охраны окружающей среды остатки используемых химических реагентов и растворов, образующихся при промывке загрязненного оборудования, промывке скважины, смене раствора и т.д. следует утилизировать в специально отведенных местах: емкостях или амбарах, местах захоронения.

5.7. Категорически запрещается закачка используемых химических реагентов в нефтесборные коллекторы, их слив на почву, в реки или водоемы.

6. Требования при сложных и ловильных работах

6.1. Сложные и ловильные работы в скважине должны проводиться по утвержденному плану под непосредственным руководством инженера или мастера по сложным работам и при участии мастера капитального ремонта скважин.

6.2. Перед производством сложных, ловильных и других работ, связанных с приложением повышенных нагрузок на подъемное оборудование, необходимо произвести осмотр его талевой системы и тормоза лебедки. Индикатор веса должен быть протарирован.

6.3. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть дополнительно проинструктированы по безопасному ведению запланированной работы.

6.4. Во время производства работ, связанных с повышенными нагрузками, рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место.

6.5. Нагрузки на крюке грузоподъемного агрегата не должны превышать грузоподъемность установленного оборудования. При необходимости создания усилий, превышающих допустимые технические возможности грузоподъемного агрегата, работы разрешается вести только гидравлическими домкратами.

6.6. Одновременную натяжку труб при помощи домкратов и лебедки производить строго запрещено.

6.7. Запрещается производить работы по ремонту ловильного инструмента над устьем скважины.

7. Электробезопасность

7.1. На электрическом щите скважины должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов и бытовых помещений ремонтной бригады.

7.2. Передвижное распределительное устройство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее чем 25 м от устья скважины на подготовительной площадке.

7.3. Измерение сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки может производиться только после полного снятия напряжения.

7.4. Перед началом работы мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, связанных с обслуживанием и производством работ на частях электроустановки, к которой подсоединен мегомметр.

7.5. При обслуживании электрооборудования обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками, как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства должны быть использованы диэлектрические боты.

7.6. Измерительные работы мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.

Раздел 1. Проведение работ КРСв соответствии с технологическим регламентом

Ø Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

Ø При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

Ø Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты.

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

Ø Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения .В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

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

Ø При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, 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.

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

Ø При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами .

Ø Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.

Ø Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.

Раздел 2. Обслуживание и эксплуатация оборудования

КРС

I. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

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

2.При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

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

4. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

5. При проведении работ в соответствии с пп.2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

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

7. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

8. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

II. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

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

3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30°. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл.4).

4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

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

Таблица 4. Выбор осевой нагрузки на оправочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб.

6. Отключение пластов или их отдельных интервалов.

6.1. Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера 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 или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);

4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

6.2. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.

6.3. Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

7. Исправление негерметичности цементного кольца.

7.1. Производят глушение скважины (см. п.3.1).

7.2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

7.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование.

7.4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

7.5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

7.6. Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

1) величину кривизны и кавернозности ствола скважины;

2) глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

3) температуру и пластовое давление;

4) тип горных пород;

5) давление гидроразрыва;

6) дебит скважины;

7) содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

8) химический состав изолируемого флюида.

7.7. Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

7.8. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости в соответствии с РД.

7.9. За 3-5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75% от расчетной продолжительности технологического процесса.

7.10. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

7.11. Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

7.12. Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

7.13. Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

7.14. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

7.15. Определяют приемистость изолируемого объекта.

7.16. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

1) при приемистости 1,5 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

2) при приемистости менее 1,5 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) - на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

7.17. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

7.18. Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

1) при приемистости скважины до 2 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

2) при приемистости более 2 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

7.19. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

7.20. Разбуривают цементный мост.

7.21. Вымывают из скважины песчаную пробку.

7.22. Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

7.23. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

7.24. Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0-1,5 м ниже фильтра.

7.25. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0-1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

7.26. После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50-100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

8. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной.

8.1. Перед проведением процесса устанавливают из дела скажины:

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

3) тип буферной жидкости и другие необходимые данные.

8.2. Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

8.3. Производят глушение скважины.

8.4. Поднимают и производят ревизию НКТ.

8.5. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100-200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

8.6. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

8.7. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

8.8. При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

8.9. Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

8.10. При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

8.11. Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

8.12. Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую - обратным.

8.13. Качество работ оценивают по результатам гидроиспытания обсадной колонны, определения высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам наблюдений за измерением величины межколонного давления при опорожнении обсадной колонны.

8.14. В случае, если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей.

9. Тампонирование

9.1. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования).

9.2. Останавливают и глушат скважину. Проводят исследования скважины.

9.3. Проводят обследование обсадной колонны.

9.4. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

9.5. Ликвидацию каналов негерметичиости соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

9.6. В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

9.7. Технологию тампонирования негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят в соответствии с РД .

9.8. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

9.9. Использование цементных растворов для работ по п.4.3.1.1 запрещается.

9.10. Тампонирование под давлением с отставанием тампонажного моста производят в соответствии с РД .

9.11. В случае, если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5-10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

9.12. При неустановленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или с остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

9.13. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

9.14. В случае, если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

9.15. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

9.16. Ликвидацию каналов негерметичности в стыковочных устройствах в муфтах ступенчатого цементирования производят в соответствии с РД [7].

9.17. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

1) замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

2) зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20-30 м ниже дефекта.

9.18. При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

9.19. При приемистости дефекта колонны более 3 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

9.20. При приемистости 0,5 мРД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах/(ч·МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы в соответствии с РД.

9.21. При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

9.22. На период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

9.23. Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

9.24. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

1) замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

2) метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

3) обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

4) по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

9.25. Оценка качества работы:

1) при оценке качества изоляционных работ руководствуются действующим РД. При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

2) качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

3) при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

10. Установка стальных пластырей

11. Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

12. Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями РД . Предусматривается следующая последовательность операций:

12.1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

12.2. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

12.3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

12.4. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

12.5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

1) геофизическими методами - интервал нарушения;

2) поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера - размеры нарушения с точностью ±1 м;

3) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

12.6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

12.7. Производят шаблонирование обсадной колонны:

1) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

2) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

3) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

12.8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

12.9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с пп.4.3.2.2.5-4.3.2.2.8.

12.10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

12.11. Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

12.12. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

12.13. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

12.14. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

12.15. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости - удлиненные сварные.

12.16. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

12.17. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

12.18. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая:

1) на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

2) дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

3) соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

4) приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

5) не извлекая дорн из скважины, опрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;

6) поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

12.19. Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.

Раздел 3. Организация деятельности

подчиненных

Любой предприниматель, имеющий подчиняющийся ему штат рабочих рано или поздно начинает задумываться о том, насколько эффективно исполняют свои обязанности его подчиненные. И можно ли применив, какой либо способ повысить их профессиональные результаты. Для того чтобы дать ответ на данный вопрос. Крупные кадровые отделы создали не мало методик контроля за персоналом, которые помогают эффективно управлять производительностью работников.

Для получения точных данных, нужно объективно выделить показатели (см. Ключевые показатели эффективности персонала), по которым будет производиться оценивание. В этом случаи особое значение имеет правильная установка критериев оценки. Такие критерии могут довольно четко обозначить общие моменты, которые будут одинаковы для всего персонала, и специфические требования которые будут характеры только для конкретной должности. Можно выделить основные четыре группы критериев, которые применимы к любой компании:

Копирование материалов допустимо только при наличии гиперссылки на сайт Промразвитие:

Специфические. Этот критерий, основанный на качествах, которые присущие человеку (особенности характера, состояние здоровья, авторитет).

Деловые. Данный критерий включает в себя деловые качества сотрудника такие как: организованность, пунктуальность, ответственность и т.д.

Профессиональные. Такие критерии содержат отдельные характеристики человека его навыки или умения.

Психологические. Такой критерий характеризует способности работника к самооценке, его моральной устойчивости, и честности.

На сегодняшний день придумано огромное количество методов, их можно подразделить на несколько основных: Количественный метод. Специалисты применяют данный метод чтобы подсчитать уровень выраженности у персонала того или иного качества. К методам такого типа можно отнести: банальную или графическую систему оценок, ранговый порядок. Качественный метод. Эта система оценки эффективности работы персонала не измерима к количестве. В числе этого метода часто встречается методика сравнения с эталоном. Комбинированный метод. Данная система является самой эффективной. При ее применении рассматривается огромное количество характеристик с описательным принципом. К таким методикам можно отнести: всевозможные интеллектуальные тесты, которые помогут оценить уровень интеллекта, и индивидуальные способности рабочих.

Основным элементом любой управленческой системы является принцип делегирование полномочий. Основная суть заключается в том, что для достижения желаемых результатов, руководитель должен распределить должностные обязательства, между своими рабочими исходя из их личных качеств. Естественно, если итог конечной работы не велик или имеет малую важность в более крупных масштабах, человек и в одиночку может справиться с поставленной для него задачей. Если же вы хотите получить более весомый результат, и он требует огромных ресурсных затрат, то в одиночку такую сложную работу один сотрудник, выполнить не сумеет. Именно в этом и заключается один из основных аспектов повышения производительности сотрудников: учитывая сильные стороны каждого сотрудника, важно грамотное распределение работы среди персонала.

Но роль руководителя компании на этом не заканчивается, существует ещё множество способов повышения уровня труда подчиненных, из самых действенных хотелось бы отметить: Каждый сотрудник должен нести на себе какую либо ответственность. Конечно, никто не говорит полностью сваливать большую ответственность на одного рабочего, в конце концов, ответственность за итог выполненной работы будет нести только руководитель. Тем не менее, подчиненный должен быть полностью ответственен за ту часть работы, которая была поручена ему. Весь трудовой коллектив вашей компании должен понимать, что за неисполнение обязательств, им придется нести перед вами ответственность. Нужно аккуратно обходить все возражения подчиненного. Например, сотрудник говорит вам, что не успеет вовремя выполнить порученную ему работу, так как ему было выделено слишком мало времени. В ответ на это руководитель должен сказать что-то подобное: “То есть вы хотите сказать, что не можете эффективно распределять свое рабочее время?”, после подобного замечания работник пересмотрит свои взгляды. Следует держать под контролем поведение работников, и контролировать его. Тут речь идет о том, что для получения положительного отклика от вашего подчиненного, свои замечания и претензии руководитель обязан грамотно излагать и аргументировать. Пример, если просто начать отчитывать подчиненного за плохо выполненную работу, он может подумать, что его руководитель просто придерется к нему или испытывает личную неприязнь. Но если подробно ему объяснить, чего именно от него ждет начальство, и что ему нужно делать лучше, чтобы добиться хороших результатов. Такая беседа не пройдет бесследно, а результат, не заставит вас долго ждать. Давать задание нужно только тогда, когда вы полностью убеждены в готовности вашего сотрудника выполнить его. Тут разговор не идет о том, что рабочий должен сам решать будет ли он что-то выполнять или нет, по принципу “хочу – не хочу”. Этот способ подразумевает, что перед тем как назначить сотруднику какую-либо, необходимо убедиться понимает ли он всё то, что от него хотят, и его компетентность в данной теме. Контроль является неотъемлемым элементом любой управленческой системы. И именно контроль отнимает большую часть рабочего времени, у управляющего состава. Чтобы сэкономить время следует заранее подготовить эффективную систему контроля ваших подчиненных. Раньше руководитель должен был лично контролировать насколько хорошо работник исполняет возложенные на него обязательств. А теперь работники самостоятельно должны отчитываться о проделанной ими работе на каждом ее этапе (Контроль работы персонала: получить готовые отчёты в 2 клика). Поощрение и премии. Показывая сотруднику свою благодарность, следует отметить, за что именно он ее получил. Также следует отмечать, ударный темп работника и всегда поощрять для его сохранения. Каждый предприниматель, который имеет в своём распоряжении штат сотрудников, хочет получать от них максимальную отдачу. Исходя из вышесказанного, этого вполне можно добиться, применив несколько методов. Которые существенно помогут повысить уровень работы ваших подчиненных, вследствие чего это повысит прибыть компании.

Раздел 4. Выполнение работ по профессии помошник бурильщика при капитальном ремонте скважинна нефть и газ.

Для специальности «Бурение нефтяных и                     газовых скважин»

1. Глушение скважин

1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл.2.

Таблица 2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

1.2.3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

1.2.4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

1.2.5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид".

1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

1.2.7. Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

1.2.8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год.

1.2.9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

1.2.10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

1.2.11. Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

1.2.12. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

1.2.13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

1.2.14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения, а также РД

1.3. Подготовительные работы.

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

1.3.2. Определяют величину текущего пластового давления.

1.3.3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.

1.3.4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины).

1.3.5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

1.4. Проведение процесса глушения.

1.4.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

1.4.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

1.4.3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

1.4.4. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах определяют по формуле РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах, где РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

1.4.5. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

1.4.6. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и 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 нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

1.4.7. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.

2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады

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

2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.

3.Подготовка устья скважины

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

3.2. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.

3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина - заглушена.

3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.

3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.

3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.

3.7. Расставляют оборудование.

3.8. Производят монтаж мачты.

4. Подготовка труб

4.1. Общие положения.

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

4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631-75, с замками по ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения приведены в табл.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.

4.1.4. Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежденных участков колонны, крепления вторых стволов, производят в соответствии с действующими руководящими документами.

4.1.5. При проведении ремонтных работ допускается использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами и в условиях сероводородной агрессии.

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.

Таблица 3. Соотношение диаметров колонн

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

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

4.1.9. При шаблонировании труб в случае задержки шаблона трубу следует забраковать.

4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.

4.1.11. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами.

4.1.12. Не допускается использование переводников и узлов с проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов.

4.1.13. Подъемные патрубки и переводники должны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.

Заключение

Результатом производственной практики стало закрепление понятийно-терминологического аппарата в области бурения нефтяных и газовых скважин. Получены представления о монтажных работах, связанных с подготовкой буровой установки к бурению; конструкции скважин различного назначения; методах регулирования технологических параметров буровых растворов; техническом обслуживании и ремонте бурового оборудования; методах обработки и систематизации геолого-технической и технологической информации при проведении буровых, проектных и научно-исследовательских работ.