Р Газпром 2-3.3-476-2010

Главная Учебники Газпром

поиск по сайту

содержание .. 234 235 236 237 238 239 ..

объектов 2-3.3-476-

Москва 2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Р Газпром 2-3.3-476-2010

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

РАЗРАБОТАНЫ
ВНЕСЕНЫ
УТВЕРЖДЕНЫ
ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 25 июня 2010 года

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии

с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины, определения, обозначения и сокращения 2
Общие положения 4
Технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин 5
1. Подготовительные работы к ремонту скважин 5
2. Ремонт фонтанной арматуры 6
3. Ремонт скважин без извлечения лифтовой колонны 6
4. Ремонт скважин с извлечением верхней части лифтовой колонны
  
  без эксплуатационного пакера 9
5. Ремонт скважин с извлечением лифтовой колонны
  
  с эксплуатационным пакером 12
6. Освоение скважины 14
Перечень технических средств и технологического оборудования

для капитального ремонта газовых скважин 15
Мероприятия промышленной и противофонтанной безопасности 16

Приложение А (рекомендуемое) Форма плана на капитальный ремонт скважины 18

Библиография 21

III

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ

Дата введения 2011-06-01

Область применения
1. Настоящие рекомендации предлагают основные технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, оснащенных по пакерной схеме и имеющих в составе лифтовой колонны эксплуатационный пакер, циркуляционный клапан, приустьевой клапан-отсекатель, датчик давления и температуры и другое внутрискважинное оборудование.
2. Настоящие рекомендации предназначены для использования структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» в проектах разработки и обустройства Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, в проектах на капитальный ремонт скважин, а также при проведении работ по капитальному ремонту скважин.
Нормативные ссылки

дарты:

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-

ГОСТ 1667-68 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Тех-

нические условия

ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-3.2-037-2005 Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения

Издание официальное

СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

СТО Газпром 2-3.2-144-2007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические требования и решения

СТО Газпром 2-3.2-193-2008 Руководство по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин

СТО Газпром 2-3.2-197-2008 Заканчивание не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера

СТО Надымгазпром 009-2007 Технологический регламент по ведению ремонтных работ в скважинах месторождений ООО «Надымгазпром»

СТО Газпром добыча Надым 019-2010 Технологический регламент по подготовке, испытанию и спуску комплексов подземного оборудования на скважинах Бованенковского НГКМ

Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
Термины, определения, обозначения и сокращения
1. В настоящих рекомендациях применены термины и определения по СТО Газпром 2-3.2-144, Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], в том числе следующие термины с соответствующими определениями:
  
  3.1.1 безмуфтовая длинномерная труба: Непрерывная колонна гибких стальных труб,
  
  обладающая высокой циклической прочностью и служащая для выполнения спускоподъемных операций, операций ремонта (или бурения) скважины.
  
  [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.5]
  
  3.1.2 газовая скважина: Скважина, обеспечивающая транспорт газа из пласта на по-
  
  верхность за счет его естественной пластовой энергии. [СТО Газпром 2-3.2-144-2007, пункт 3.2]
  
  3.1.3 газогидратная пробка: Гидратные отложения, образовавшиеся в колонне лифтовых
  
  труб и перекрывшие ствол скважины.
  
  [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.7]
  
  3.1.4 кольцевое пространство: Пространство между лифтовой колонной и безмуфтовой
  
  длинномерной трубой.
  
  [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.9]
  
  3.1.5 лифтовая колонна: Колонна насосно-компрессорных труб в скважине, служащая
  
  для подъема газа на поверхность и предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и термобарических нагрузок.
  
  [СТО Газпром 2-3.2-144-2007, пункт 3.10]
  
  3.1.6 растепление газогидратной пробки: Технологический процесс ликвидации газогид-
  
  ратной пробки, включающий процедуры разрушения и выноса разрушенных частиц на устье скважины.
  
  [Р Газпром 2-3.3-397-2009 [1], пункт 3.1.15]
  
  3.1.7 лифтовая труба: Труба, монтируемая в составе лифтовой колонны и имеющая наружный диаметр более 114 мм.
  
  3.2 В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: БДТ – безмуфтовая длинномерная труба;
  
  ВМР – водометанольный раствор; ВУС – вязкоупругий состав;
  
  ВЧ – военизированная часть; ГВК – газоводяной контакт;
  
  ГДИ – газодинамические исследования;
  
  ГИС – геофизические исследования скважин; ГНВП – газонефтеводопроявления;
  
  ГПУ – газопромысловое управление; ДУ – добывающее управление;
  
  ДЭС – дизель-электростанция; КГ – колонная головка;
  
  КОУ – приустьевой клапан-отсекатель; КП – кольцевое пространство;
  
  КПО – комплекс подземного оборудования; КРС – капитальный ремонт скважин;
  
  ЛК – лифтовая колонна;
  
  ММП – многолетнемерзлые породы;
  
  НКТ – насосно-компрессорная труба; НГДУ – нефтегазодобывающее управление;
  
  НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение; ОК – обратный клапан;
  
  ПВО – противовыбросовое оборудование; ПЗП – призабойная зона пласта;
  
  ППА – передвижной подъемный агрегат; ППУ – передвижная паровая установка;
  
  ПТО – производственно-технологический отдел; РК – разъединитель колонны;
  
  ТГ – трубная головка;
  
  ТЛТ – теплоизолированная лифтовая труба;
  
  УНГ – установка нагнетания газа (передвижная азотно-компрессорная установка); ФА – фонтанная арматура;
  
  ФЛ – факельная линия;
  
  ЦК – циркуляционный клапан;
  
  Рпл – пластовое давление;
  
  Рст – статическое давление;
  
  Рб – давление на буфере (головке) ФА;
  
  Рзатр – затрубное давление;
  
  Рмк – давление в межколонном пространстве;
  
  Ршл – давление в шлейфе; Ту – температура на устье; Q – дебит скважины.
Общие положения
1. Газовые скважины Бованенковского НГКМ в соответствии с СТО Газпром 2-3.3-044, Р Газпром 2-3.3-258-2008 [2] оснащаются КПО.
2. При ремонте газовых скважин Бованенковского НГКМ, оснащенных по пакерной схеме, рекомендуется выделить следующие категории работ:
  - ремонт ФА;
  - ремонт скважин без извлечения ЛК;
  - ремонт скважин с извлечением верхней части ЛК – без извлечения эксплуатационного пакера;
  - ремонт скважин с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером.
3. При проведении КРС следует руководствоваться СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009, ПБ 08-624-03 [3], а также регламентами и инструкциями, действующими на Бованенковском НГКМ.
4. Работы по КРС следует проводить по плану работ, форма которого приведена в приложении А.
5. Установка глухой пробки в посадочном ниппеле для отсечения продуктивного пласта при избыточном давлении под пробкой возможна только в КПО производства фирмы Baker Oil Tools, в котором используется пробка с замковой частью.
  
  При установке глухой пробки в посадочном ниппеле в КПО фирмы Weatherford трубное пространство скважины над пробкой следует заполнить жидкостью глушения соответствующей плотности.
6. При выполнении всех технологических операций, требующих поддержания КОУ в открытом состоянии, необходимо вести постоянный контроль давления в линии управления КОУ.
7. При проведении работ, связанных с использованием канатной техники и колтюбинга, следует устанавливать предохранительную втулку в КОУ.
Технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин
1. Подготовительные работы к ремонту скважин
  1. Подготовительные работы рекомендуется проводить согласно СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009.
    
    В процессе подготовительных работ следует провести:
    - транспортирование оборудования и бригады по КРС на скважину;
    - установку емкостного парка;
    - монтаж ФЛ, задавочной линии (при необходимости);
    - глушение скважины (при необходимости);
    - установку ППА или колтюбинговой установки;
    - установку рабочей площадки и приемных мостков;
    - монтаж машинных ключей;
    - монтаж и заземление электрооборудования, емкостей, ДЭС;
    - установку глубинной лебедки;
    - проверку готовности скважины к ремонту.
2. Ремонт фонтанной арматуры
  1. Работы по ремонту ФА рекомендуется проводить следующим образом:
    - спустить через установленный на фланце буферной задвижки ФА лубрикатор с помощью глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящего в комплект КПО, глухую пробку и установить ее в посадочном ниппеле, расположенном ниже эксплуатационного пакера, либо в посадочном профиле ЦК;
    - после установки глухой пробки провести проверку на герметичность (при открытом КОУ снизить давление в НКТ до нуля) – для КПО Baker Oil Tools, для КПО фирмы Weatherford заполнять ствол НКТ жидкостью глушения;
    - закрыть КОУ в соответствии с инструкцией по работе с КПО и рекомендациями изготовителя КПО;
    - установить ОК в подвеску НКТ с помощью инструмента, входящего в комплект ФА, в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя;
    - провести работы по ремонту или замене неисправных элементов елки ФА;
    - опрессовать елку ФА;
    - в обратной последовательности пустить скважину в работу. Извлечение глухой пробки из КПО Baker Oil Tools после ремонта проводить с противодавлением (создать давление газа над пробкой не ниже ожидаемого статического);
    - при извлечении глухой пробки из скважины жидкость глушения следует заместить газом, подавая газ по БДТ с созданием противодавления на глухую пробку не ниже ожидаемого гидростатического давления.
  2. Ремонт ФА допускается проводить без установки глухой пробки в посадочном ниппеле.
3. Ремонт скважин без извлечения лифтовой колонны
  1. Без извлечения ЛК рекомендуется проводить следующие виды работ:
    - ликвидацию газогидратной пробки в трубном пространстве скважины;
    - кислотную обработку ПЗП;
    - дополнительную или повторную перфорацию.
      
      Указанные виды работ следует проводить с использованием колтюбинговой установки.
  2. Ликвидацию газогидратных пробок рекомендуется проводить путем закачивания в интервал образования пробки под давлением через БДТ 30–40 %-ного ВМР, последующего, по мере разрушения пробки, плавного спуска БДТ до низа пробки, с одновременной циркуляцией по замкнутой системе промывочной жидкости в КП.
    
    После разрушения пробки следует:
    - пустить скважину в работу через факельное устройство;
    - допустить БДТ ниже интервала ММП с одновременным прокачиванием ВМР с пониженным расходом;
    - провести циркуляцию ВМР в течение двух циклов, расход ВМР при этом должен быть подобран с учетом исключения задавливания скважины.
    Для скважин, оборудованных ТЛТ, допускается применение ВМР, нагретого до температуры плюс 60–80 С при помощи ППУ.
    
    Для скважин, не оборудованных ТЛТ, допускается нагрев ВМР до плюс 30 С при помощи
    
    ППУ.
  3. Перед проведением работ по растеплению газогидратной пробки следует:
    - провести отбивку текущего забоя с целью определения местоположения головы газо-
      
      гидратной пробки с помощью канатной техники, при открытом КОУ спустить предохранительную втулку в КОУ, демонтировать тросовый подъемник с устья скважины;
      - приготовить необходимое количество промывочной жидкости, определяемое с учетом потерь на циркуляцию при отработке скважины на факельное устройство;
      - смонтировать колтюбинговую установку и колтюбинговое оборудование;
      - укомплектовать БДТ дополнительными элементами (РК, ОК, промывочной насадкой типа «перо»);
      - опрессовать БДТ на барабане колтюбинговой установки с использованием ВМР на полуторакратное от максимально ожидаемого рабочего давление (опрессовку следует проводить с помощью ОК или заглушки, монтируемой на конце БДТ. ОК следует смонтировать на БДТ в положении, противоположном рабочему, при этом время выдержки под давлением должно составлять 15 мин);
      - опрессовать блок превенторов на давление в соответствии с указанным в плане работ, но не превышающее давление опрессовки ФА.
  4. Растепление газогидратной пробки рекомендуется проводить в следующей последовательности:
  5. Перед проведением работ по обработке ПЗП кислотным раствором следует:
  6. Кислотные обработки скважин рекомендуется проводить с учетом геологических условий залежи и технического состояния скважин установкой кислотных ванн, кислотных обработок ПЗП.
  7. Установку кислотной ванны рекомендуется проводить в следующей последовательности:
  8. Дополнительную или повторную перфорацию скважины рекомендуется проводить с учетом геологических условий залежи и технического состояния скважины в газовой среде.
  9. Дополнительную или повторную перфорацию эксплуатационной колонны следует проводить после завершения подготовительных работ, подтвержденных актом готовности, в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-197.
    
    Перфорацию скважиины проводит специализированная геофизическая организация, имеющая допуск на выполнение данного вида работ.
  10. Перфорацию следует проводить перфораторами с повышенной проникающей способностью и с низким фугасным воздействием на обсадную колонну – так называемую щадящую или пластическую перфорацию.
    
    Для исключения возможных аварийных ситуаций рекомендуется ограничить длину сборки перфоратора до 2 м.
    
    пакера
4. Ремонт скважин с извлечением верхней части лифтовой колонны без эксплуатационного
  1. Работы по ремонту скважины с извлечением ЛК без извлечения эксплуатационного
    
    пакера рекомендуется проводить следующим образом:
    
    а) спустить через установленный на головке ФА лубрикатор с помощью глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящего в комплект КПО, глухую пробку и установить ее в посадочном ниппеле, расположенном ниже эксплуатационного пакера или в посадочном профиле ЦК;
    
    б) с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя и выровнять давление в трубном и затрубном пространствах скважины;
    
    в) заполнить ствол скважины выше эксплуатационного пакера технологической жидкостью соответствующей плотности, обеспечивающей противодавление на глухую пробку ве-
    
    личиной не менее 1,05Рст, продавить ее в затрубное пространство через открытый ЦК и вытес-
    
    нить из затрубного пространства надпакерную жидкость, собирая ее в специальную емкость для повторного использования или утилизации;
    
    г) вставить предохранительную втулку в КОУ, раскрепить соединение линии управления КОУ, демонтировать ФА с адаптером ФА, проложить линию управления КОУ через ПВО, смонтировать на корпусе ТГ ПВО;
    
    д) в РК провести отсоединение верхней части ЛК с открытым ЦК от КПО согласно руководству по эксплуатации завода-изготовителя;
    
    е) извлечь верхнюю часть ЛК из скважины на поверхность, с периодическим доливом скважины, отсоединить линию управления КОУ, наматывая линию управления КОУ и скважинный кабель датчика давления и температуры на специальные катушки;
    
    ж) демонтировать ПВО, ТГ;
    
    и) после извлечения из скважины элементов КПО провести:
    - ревизию и ремонт демонтированной елки ФА и ТГ;
    - замену (при необходимости)первичных и вторичных уплотнений КГ в соответствии с 5.4.2;
    - ревизию и замену неисправных лифтовых труб;
    - ревизию и замену неисправных элементов КПО;
    - ремонт устьевого оборудования с последующей опрессовкой на стенде на пробное
    давление;
    
    ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны и хвостовика в соот-
    
    ветствии с 5.4.3, 5.4.4;
    
    к) после завершения ревизии и замены неисправных труб и элементов КПО спустить в скважину верхнюю часть ЛК, провести соединение ЛК с КПО в РК согласно руководству по эксплуатации завода-изготовителя, опрессовать трубное пространство на рабочее давление; л) демонтировать ПВО, смонтировать на корпусе ТГ адаптер ФА, елку ФА и линию
    
    управления КОУ;
    
    м) установить лубрикатор, опрессовать ФА с лубрикатором на рабочее давление;
    
    н) открыть ЦК с использованием глубинной лебедки и комплекта инструментов, входящих в комплект КПО;
    
    п) провести замену технологической жидкости в затрубном пространстве на надпакерную жидкость, закрыть ЦК;
    
    р) извлечь на поверхность глухую пробку; с) провести вызов притока по 5.6.
  2. Замену первичных и вторичных уплотнений КГ рекомендуется проводить в следующей последовательности:
    - провести скребкование эксплуатационной колонны в интервале установки пакерпробки;
    - спустить извлекаемый пакер-пробку в эксплуатационную колонну диаметром 245 мм на глубину 30 м, опрессовать на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны;
    - демонтировать ПВО, ТГ;
    - провести ревизию и замену элементов ТГ, первичных и вторичных элементов КГ;
    - смонтировать ТГ, ПВО, опрессовать ПВО;
    - провести опрессовку первичного и вторичного уплотнений нагнетанием пластификатора через опрессовочные каналы в корпусе КГ и ТГ;
    - извлечь на поверхность пакер-пробку, при необходимости провести долив скважины.
  3. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется проводить в следующей последовательности:
    - провести комплекс ГИС в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [4] для уточнения места негерметичности и характера повреждений, таких как негерметичность резьбовых соединений, смятие колонны, наличие трещин и др. (в зависимости от характера повреждений работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны следует проводить по отдельному плану, согласованному в установленном порядке с учетом рекомендаций СТО Газпром РД 2.1-140 и СТО Надымгазпром 009);
    - провести скребкование интервала установки пакер-пробки;
    - установить извлекаемый пакер-пробку со шламоуловителем в эксплуатационную колонну на 30 м ниже интервала негерметичности;
    - провести работы по определению приемистости интервала пласта;
    - провести работы по ликвидации негерметичности колонны или с использованием металлических пластырей или закачиванием и продавливанием в интервал негерметичности ВУС;
    - после проведения работ по ликвидации негерметичности следует опрессовать эксплуатационную колонну на давление, установленное в проекте на строительство скважины;
    - провести промывку скважины не менее двух циклов;
    - извлечь пакер-пробку на поверхность.
  4. Установку металлических пластырей следует проводить согласно СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009 и руководству по эксплуатации завода-изготовителя.
  5. Установка металлического пластыря не должна приводить к уменьшению внутреннего диаметра эксплуатационной колонны более чем на 5 мм на сторону.
  6. Установку металлического пластыря в интервале негерметичности, расположенном выше глубины установки КОУ, проводить не рекомендуется, в этом случае работы по ликвидации негерметичности следует проводить с использованием ВУС.
  7. ВУС должен отвечать следующим требованиям:
    - не иметь твердой фазы;
    - иметь время схватывания, достаточное для продавливания его в интервал негерметичности и вымывания оставшегося ВУС из ствола скважины;
    - обеспечивать ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны без докрепления цементным раствором;
    - быть нейтральным (инертным) к надпакерной жидкости, закачиваемой в затрубное пространство при эксплуатации;
    - обеспечивать герметичность скважины в условиях изменения температуры при эксплуатации скважины;
    - иметь вязкость, обеспечивающую продавливание ВУС в интервал негерметичности давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны.
    При наличии в колонне нескольких дефектов ликвидацию каждого дефекта следует проводить последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением пакер-пробку на расстоянии 30 м.
  8. Ликвидацию негерметичности эксплуатационного хвостовика следует проводить с использованием ВУС. Применение металлических пластырей не рекомендуется.
  9. В случае обнаружения негерметичности в интервале менее 30 м над пакером работы по ликвидации негерметичности без извлечения эксплуатационного пакера выполнять не рекомендуется, в этом случае работы следует проводить по 5.5.
  10. Ремонт скважин, оснащенных скважинными датчиками давления и температуры, установленными ниже эксплуатационного пакера, следует проводить с извлечением ЛК с КПО.

Ремонт скважин с извлечением лифтовой колонны с эксплуатационным пакером
1. Перед проведением работ по ремонту скважины с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером скважину следует заглушить. Глушение следует проводить закачиванием блокирующего раствора через трубное пространство в интервал перфорации с последующим заполнением ствола скважины жидкостью глушения, а после открытия ЦК – заполнением жидкостью глушения затрубного пространства с вытеснением надпакерной жидкости из затрубного пространства жидкостью глушения и сбором надпакерной жидкости в специальную емкость.
  
  Допускается проводить глушение скважины путем закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения по ЛК с соблюдением требований СТО Газпром РД 2.1-140.
2. Глушение скважины следует проводить после определения величины текущего пластового давления и расчета необходимой плотности блокирующего раствора и жидкости глушения, определения потребного количества блокирующего раствора, жидкости глушения и компонентов для их приготовления.
3. Блокирующий раствор следует выбирать с учетом фильтрационных свойств породы коллектора. Блокирующий раствор должен обеспечивать блокирование продуктивного пласта, препятствовать проникновению технологических жидкостей в пласт на весь период проведения ремонтных работ.
4. Глушение скважины с использованием колтюбинговой установки рекомендуется проводить в следующей последовательности:
  - спустить БДТ в интервал перфорации;
  - через БДТ последовательно закачать в интервал перфорации расчетные объемы блокирующего раствора и жидкости глушения, с периодическим выпуском из трубного пространства газовой шапки;
  - извлечь БДТ из скважины;
  - смонтировать лубрикатор на буферной задвижке ФА;
  - с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя, выровнять давление в трубном и затрубном пространствах;
  - заполнить ствол скважины выше эксплуатационного пакера жидкостью глушения соответствующей плотности, обеспечивающей противодавление на пласт, вытеснить из затрубного пространства надпакерную жидкость;
  - провести технологический отстой скважины не менее 12 ч, после выравнивания давления проконтролировать наличие переливов или поглощения в скважине. При необходимости следует провести дополнительный цикл глушения.
5. Работы по ремонту скважины с извлечением ЛК с эксплуатационным пакером рекомендуется проводить следующим образом:
  - выполнить работы согласно перечислениям г), д), е), ж) 5.4.1;
  - спустить в скважину инструмент извлечения пакера и привести эксплуатационный пакер в транспортное положение, приподнять НКТ с эксплуатационным пакером, промыть скважину в течение двух циклов;
  - при невозможности привести эксплуатационный пакер в транспортное положение инструментом извлечения следует провести его извлечение по дополнительному плану работ;
  - провести подъем эксплуатационного пакера с подпакерным хвостовиком на поверхность с постоянным доливом жидкости глушения.
6. После извлечения из скважины элементов КПО следует провести:
  - ревизию и замену неисправных НКТ;
  - ревизию и замену неисправных элементов КПО;
  - ремонт демонтированного устьевого оборудования с последующей опрессовкой его на стенде на величину пробного давления;
  - ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны и хвостовика эксплуатационной колонны в соответствии с 5.4.3, 5.4.4;
  - замену первичного уплотнения КГ, монтаж ТГ и замену вторичного уплотнения в соответствии с 5.4.2 (при необходимости);
  - ревизию и ремонт демонтированной ФА, ТГ.
7. При обнаружении негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется провести комплекс ГИС в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [4] для уточнения места негерметичности и характера повреждений, таких как негерметичность резьбовых соединений, смятие колонны, наличие трещин и др.
8. В зависимости от характера повреждений работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны следует проводить по отдельному плану, согласованному в установленном порядке с учетом рекомендаций СТО Газпром РД 2.1-140 и СТО Надымгазпром 009.
9. После устранения негерметичности эксплуатационную колонну следует повторно опрессовать. О результатах работ по устранению негерметичности колонны следует составить соответствующий акт.
10. Спуск ЛК с эксплуатационным пакером следует проводить согласно действующим на месторождении технологическим регламентам, например СТО Газпром добыча Надым 019.
11. Дальнейшие работы рекомендуется проводить в следующей последовательности:

демонтировать ПВО, смонтировать на корпус ТГ адаптер ФА, елку ФА и линию управления КОУ;
установить лубрикатор, опрессовать ФА с лубрикатором на рабочее давление;
с использованием глубинной лебедки и инструмента открытия ЦК открыть ЦК в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя, выровнять давление в трубном и затрубном пространствах;
провести замену технологической жидкости в затрубном пространстве на надпакерную жидкость, закрыть ЦК;
провести вызов притока по 5.6.
1. Перечень технических средств и технологического оборудования для капитального ремонта газовых скважин
  1. До начала ведения работ по ремонту скважин ремонтную бригаду следует укомплектовать техническими средствами и технологическим оборудованием в соответствии с СТО Надымгазпром 009 (приложения 3, 4), в том числе виброситом, гидроциклоном и другим необходимым оборудованием для приготовления и очистки промывочных растворов.
  2. Для работы с КПО бригады КРС дополнительно следует укомплектовать:
глубинной лебедкой с малогабаритным превентором и лубрикатором необходимой длины, комплектом инструмента для установки, извлечения и управления элементами оборудования;
КПО с необходимым вспомогательным оборудованием;
стационарным гидравлическим ключом с компьютерной системой контроля и регистрацией момента свинчивания;
консистентной смазкой для резьбовых соединений ЛК;
жидкостью для гидравлического управления КОУ;
тройником с игольчатым вентилем и манометром со шкалой до 70 МПа для контроля давления в линии управления КОУ;
ручным насосом с присоединительным разъемом высокого давления на рабочее давление до 70 МПа;
гидравлическим устройством для сжатия протекторов на муфтах ЛК;
протекторной втулкой для КОУ, предназначенной для удержания КОУ в открытом положении независимо от давления в линии управления;
набором присоединительных фитингов для крепления и герметизации линии управ-

ления;

комплектом инструментов и приспособлений для работы с ФА.

Мероприятия промышленной и противофонтанной безопасности

7.1. При выполнении работ по КРС Бованенковского НГКМ в целях обеспечения промышленной и противофонтанной безопасности следует руководствоваться положениями Правил ПБ 08-624-03 [3], СТО Газпром РД 2.1-140, СТО Надымгазпром 009, ППБ 01-03 [9], ВППБ 01-04-98 [10].

При выполнении работ по спуску и подъему ЛК следует руководствоваться СТО Газпром добыча Надым 019.
При одновременном выполнении работ по бурению, освоению, ремонту и эксплуатации скважин следует руководствоваться СТО Газпром 2-3.2-037.
Инженерно-техническим работникам и рабочим, осуществляющим работы по КРС, следует пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями ВРД 39-1.14-021-2001 [11].
Перед проведением работ по КРС бригаду следует обучить и проинструктировать по безопасному ведению работ на случай ГНВП (выброса) в соответствии с «Планом ликвидации возможных газопроявлений» и «Планом практических действий бригады при возникновении газопроявлений на скважине», составленных согласно рекомендациям ПБ 08-624-03 [3].
При проведении работ по КРС следует использовать ПВО, смонтированное по ГОСТ 13862, испытанное на максимально ожидаемое в процессе работ давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Все технологические растворы и материалы, применяемые при опрессовке КПО и работах по его спуску и установке в скважине, должны транспортироваться и храниться в закрытых емкостях. Сбор технологических жидкостей следует проводить в емкости. Разлив технологических жидкостей не допускается.
При спуске и установке КПО, а также в процессе освоения скважины необходимо назначить ответственное лицо, контролирующее давление в линии управления КОУ и (при необходимости) регулировку давления с целью поддержания КОУ в открытом положении.
При закачивании теплых (подогретых) жидкостей или пара следует осуществлять постоянный контроль за величиной давления в системе «КОУ – линия управления», не допуская превышения давления выше установленной величины, вызванного ростом температуры в линии управления КОУ.
В случае возникновения аварийной ситуации или открытого фонтана работы по их ликвидации следует осуществлять силами ВЧ в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-193 и РД 1.2-094-2004 [12].

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма плана на капитальный ремонт скважины

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

Зам. генерального директора – Заместитель генерального директора

главный геолог по производству

«Организации недропользователя» «Организации недропользователя»

подпись расшифровка подписи подпись расшифровка подписи

« » 20 г. « » 20 г.

Районный инженер ВЧ

ООО «Газпром газобезопасность»

подпись расшифровка подписи

« » 20 г.

ПЛАН

работ на капитальный ремонт скважины №

Месторождение

Категория сложности

Конструкция скважины
1. Глубина скважины м.
2. Направление мм – м, зацементировано до устья.
3. Кондуктор мм – м, зацементирован до , опрессован на МПа – герметичен.
4. Эксплуатационная колонна мм – м, зацементирована до глубины м от устья, опрессована на МПа – герметична. Толщина стенки мм.
5. Лифтовая колонна диаметром мм спущена на глубину м. Компоновка лифтовой колонны:
  
  Тип резьбы:
6. Интервал установки пакера:
7. Интервал перфорации:
8. Искусственный забой: м.
9. Устье скважины оборудовано колонной головкой и фонтанной арматурой:
10. Расстояние от стола ротора до – м.
11. Объем скважины: м3. 2 Текущее состояние скважины:

Горизонт эксплуатации: .
Текущее статическое давление по состоянию на : Рпл = МПа;

Рст = МПа.
Скважина в , рабочие параметры за г.: Рб = МПа,

Рзатр = МПа, Рмк = МПа, Ршл = МПа, Ту = С,

Q = тыс. м3/сут.
Химанализ выносимой жидкости: .
ГВК от г.: .

Цель ремонта:
Порядок производства работ:

Примечание –

Главный инженер ремонтной организации

Главный геолог ремонтной организации

Начальник ПТО ремонтной организации

Визы:

Начальник отдела разработки месторождения

«Организации недропользователя»

Начальник производственного отдела

«Организации недропользователя»

Главный инженер ДУ (ГПУ, НГДУ)

Главный геолог ДУ (ГПУ, НГДУ)

Библиография

[1] Рекомендации ОАО «Газпром»

Р Газпром 2-3.3-397-2009

[2] Рекомендации ОАО «Газпром»

Р Газпром 2-3.3-258-2008

[3] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

4] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-072-01

[5] Технические условия Ново-Уренгойского газоперерабатывающего завода ТУ 51-05751745-09-97

[6] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз»

РД 00158758-227-2001

[7] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-249-2003

Технологии растепления газогидратных и промывки песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях аномальнонизкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири

Компоновки устьевого и внутрискважинного

оборудования многозабойных газовых скважин Бованенковского НГКМ

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах Газоконденсат

Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Надымгазпром» Технологический регламент по освоению скважин с помощью колтюбинговой установки

на месторождениях севера Западной Сибири

[8] Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Мингазпромом СССР 14.06.79)

[9] Правила пожарной безопасности МЧС России

ППБ 01-03

[10] Ведомственные правила пожарной безопасности Минэнерго России ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

Р Газпром 2-4.4-478-2010

[11] Руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.14-021-2001

[12] Руководящий документ ООО «Газобезопасность» РД 1.2-094-2004

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в Открытом акционерном обществе «Газпром»

Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

ОКС 75.020

Ключевые слова: капитальный ремонт, газовая скважина, Бованенковское НГКМ

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Ю.Е. Шипилова

Подписано в печать 21.03.2011 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 53 экз. Уч.-изд. л. 2,4. Заказ ИД-26134-3.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.

объектов 2-3.3-476-

Москва 2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ

Р Газпром 2-3.3-476-2010

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

Содержание

Область применения

Нормативные ссылки

Термины, определения, обозначения и сокращения

Общие положения

Технико-технологические решения по капитальному ремонту газовых скважин

Перечень технических средств и технологического оборудования для капитального ремонта газовых скважин

Мероприятия промышленной и противофонтанной безопасности

Приложение А

Библиография