Подземный ремонт скважин

метки: Скважина, Подземный, Ремонт, Работа, Наряд, Капитальный, Затрубие, Метод

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, часть или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а также осуществление геолого — технических мероприятий.

Подземный ремонт оборудования включает проведение текущих и капитальных ремонтов скважин.

Целью подземного ремонта скважин является поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин, ввод скважин из бурения, бездействия и простоя, разработка мер по увеличению добычи нефти, снижению продолжительности ремонта скважин и увеличению межремонтного периода работы скважин.

Капитальный ремонт скважин направлен как на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, так и на восстановление бездействующих скважин, т.е. наращивание действующего фонда скважин. Пуск в эксплуатацию фонда простаивающих скважин имеет важное значение для национальной экономики. Каждая восстановительная скважина улучшает экономические показатели НК.

Выбор технологии ремонта зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины.

Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.

В зависимости от работ, намечаемых к проведению на данной скважине, рабочие подземного ремонта получают технический наряд — задание на ремонт (например, промывку или чистку пробки).

В техническом наряде указываются способ эксплуатации скважины, тип наземного сооружения, подземное оборудование, тип самоходного агрегата, оснастка талевого механизма, подготовительные работы, перечень основных работ по операциям, продолжительность ремонта, расценки за ремонт скважины, размер премии за окончание ремонта в срок и за ускорение, распределение заработка и премии по сменам.

Наряд составляется исходя из данных Дела скважины, Паспорта скважины, Гео — физических исследований скважины (см. в Приложении).

Руководящим документом по подземному ремонту скважины является Классификатор (см. в Приложении), в котором чётко под шифрами ремонтов нормируется продолжительность работы.

Кроме того, имеется План — заказ на производство ремонта скважин (см. в Приложении), по которому составляется наряд.

Основные фонды предприятия

... работ по государственной статистике; осуществление международных сопоставлений по структуре и состоянию основных производственных фондов; расчет экономических показателей, включая фондоемкость, фондоотдачу, фондовооруженность и другие; расчет рекомендательных нормативов проведения капитальных ремонтов основных фондов. ...

Моя курсовая работа по нормированию труда предполагает разработку наряда на подземный ремонт скважины.

Прежде чем разработать наряд на подземный ремонт скважины, необходимо уяснить для себя, каковы виды подземного ремонта скважин, как организуется труд при проведении подземного ремонта скважин.

I. Виды подземного ремонта скважин, их характеристика, организация труда при проведении подземного ремонта скважин

ремонт скважина подземный наряд

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий и подземным оборудованием, с изоляцией постоянных вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезка бурением второго ствола и т.п. К текущему подземному ремонту относятся планово — предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.

Планово — предупредительным ремонтом скважин называются мероприятия, осуществляющие ремонт по заранее, составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а также очистку забоя труб.

Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как ликвидация или отвинчивание насосных шланг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб и т.д.

Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической её эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами.

Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино — дней, отработанных в месяце на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.

Различают плановый и фактический межремонтный период. Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется, исходя из запланированного числа планово — предупредительных ремонтов, с учётом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется, исходя из фактических планово — предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины.

Работники РИТСов, цехов по подземному ремонту скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважины и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:

• подготовительные работы;
• спуско — подъёмные операции;
• заключительные работы.

Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:

• смена насоса и его деталей;
• ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг;
• промывка насоса;
• смена насосно — компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъёмных трубах);
• изменение погружения в жидкость колонны подземных труб;
• чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;
• очистка подземных труб от парафина и других отложений;
• проверка пусковых приспособлений;
• спуск или подъём погружных электронасосов;
• ремонт скважин, эксплуатирующих электронасосы;
• спуск или замена пакера и др.

Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд — заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.

Так, если на забое обнаружена песчаная пробка, то при смене насоса до спуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитные приспособления, проверить герметичность труб и т.д. Если при ремонте компрессорной скважины установлено, что трубы второго разряда оказались засоленными, следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть её для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъёмных труб. Таким образом осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъём труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъёмных труб.

Работы по капитальному и текущему подземному ремонтам скважин выполняет цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС), производственная структура которого представлена на рис. 1. Павловская А,В, Организация производства на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях: Учебное пособие. — Ухта: УГТУ, 2004г., стр. 126.

Участки
Участок, проводящий подземный текущий ремонт скважины	Участок, проводящий подземный капитальный ремонт скважины	Участок, подготовки скважин к ПРС	ная площадка
Функции участков и состав работ
Выполняет текущий ПРС. Виды текущего ПРС: 1.Смена насоса. 2.Ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг. 3.Смена НКТ или штанг. 4.Промывка насоса. 5.Чистка и про- мывка песчаных пробок. 6.Ликвидация утечек в подъём- ных трубах 7.Спуск и смена пакера и др.	Выполняет капитальный ПРС. Категории капитального ПРС: 1.Изоляция эксплуатацион- ных горизонтов от нижних вод. 2. Изоляция эксплуатацион- ных горизонтов от верхних вод. 3.Возврат на верхние и углубление на нижние горизонты. 4.Ликвидация скважин. 5.Ликвидация аварий. 6.Прочие ремонтно — вос- становительные работы.	Выполняет: 1.Подготовитель ные работы перед началом ПРС. — проверка подъездных путей; — прокладка трубопроводов — сооружение и разборка теле- фонных линий и линий телепередачи. 2.Центрирование вышки, разборка и устройство вышки и привышечных сооружений и монтаж оборудования. 3.Оснастка талевой системы 4.Подготовка площадки под трактор-подъёмник.	Обеспечивает бригады исправным оборудованием и инструментом.
Исполнители
Бригады текущего ПРС, возглавляемые мастером: операторы ПРС; машинист подъёмника.	Бригады капитального ПРС, возглавляемые мастером: бурильщик; помощник бурильщиков; дизелист — моторист; машинист подъёмника.	Подготовительные бригады: операторы по подготовке скважин к ПРС; вышкомонтажники	Комплексные бригады: слесари по турбобурам; слесари -инструментальщики; мойщики спецодежды.

Рис.

1. Производственная структура цеха текущего и капитального подземного ремонта скважин., Цех, как правило, имеет:

• участок, проводящий подземный ремонт скважин;
• участок, проводящий капитальный ремонт скважин и их освоение;
• подготовительный участок, готовящий скважины к текущему подземному и капитальному ремонтам;
• инструментальную площадку занимающуюся ремонтом и прокатом оборудования, инструмента и т.д.

Основной производственной единицей выполняющей работы по подземному ремонту скважин является бригада подземного ремонта скважин.

Бригады работают по непрерывному графику. Подземный ремонт проводят при помощи самоходных агрегатов. В процессе работы у устья скважины находятся операторы подземного ремонта скважин, у самоходного агрегата — машинист подъёмника. Всю работу возглавляет начальник участка.

К основным функциям бригад подземного ремонта скважин относятся:

• монтаж и демонтаж оборудования;
• транспортировка оборудования, закреплённого за бригадой;
• перебазирование подземных агрегатов;

• подготовительно — заключительные работы при подземном ремонте скважин;
• спуск — подъём подземного оборудования;
• проведение профилактики оборудования;
• испытание и внедрение новой техники и передовой технологии в соответствии с планом;
• внедрение передовых приёмов и методов труда;
• принятие мер по повышению эффективности проводимых работ по подземному ремонту скважин;

• обеспечение безопасного ведения работ, соблюдение противопожарных правил, промсанитарии и гигиены труда;

• вспомогательные работы по оснастке и разоснастке талевой системы;
• установка и снятие ключей по свинчиванию и развинчиванию труб и штанг;

• участие во внедрении организационно — технических мероприятий, планов НОТ;
• участие и выполнение работ по внедрению и испытанию новой техники;

• выполнение всех работ, связанных с установкой подъёмных сооружений и подготовкой скважин к ремонту (где отсутствуют бригады по подготовке скважин к ремонту).

Участок капитального ремонта скважин, возглавляемый начальником — старшим мастерам по сложным работам состоит из бригад капитального ремонта скважин. Работой каждой бригады руководит мастер. Ремонтные работы осуществляют бурильщик и помощники бурильщика с помощью специальных механизмов. Бригада работает по непрерывному графику в две или три смены.

К основным функциям бригад капитального ремонта скважин относятся:

• монтаж и демонтаж оборудования, перебазирование подъёмных агрегатов, транспортировка культбудки и другого оборудования, закреплённого за бригадой;

• проведение подготовительно — заключительных работ при капитальном ремонте скважин;
• изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых подошвенных промежуточных вод;
• возврат скважин на верхние или нижние продуктивные горизонты;
• ликвидация аварий в эксплуатационных скважинах;
• изменение конструкций скважин;

• прочие ремонтно — исправительные работы (исправление искривления или смятия колонны, ремонт устья скважины и др.);

• испытание и внедрение новой техники и передовой технологии в соответствии с планом;
• внедрение передовых методов и приёмов труда;
• принытие мер по повышению эффективности проводимых работ по капитальному ремонту скважин;

• обеспечение безопасного ведения работ, соблюдение противопожарных правил, промсанитарии и гигиены труда;

• вспомогательные работы по оснастке, разоснастке талевой системы, установке и снятию автоматов по свинчиванию и развинчиванию труб и др.

Подготовленную бригаду возглавляет старший мастер по сложным работам, имеющий двух заместителей — мастеров по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам. Бригада состоит из операторов по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам, вышкомонтажников и подсобных рабочих и работают, как правило в две смены.

Бригада инструментальной площадки работает в одну смену. Кроме дежурных, рабочих, в неё входят слесари по турбобурам, слесари — инструментальщики, бурильщики капитального ремонта скважин, мойщики спецодежды и подсобные рабочие.

Самоходные агрегаты для подземного и капитального ремонтов, агрегаты для цементирования скважин и гидроразрыва пластов, спецагрегаты и автомашины другого назначения, а также обслуживающий их персонал находится в ведении управления технологического транспорта и спец техники.

Все заказы по ремонту оборудования, изготовлению запасных частей, инструмента и т.п. выполняются централизованно, силами прокатно — ремонтного цеха нефтегазопромыслового оборудования.

При ремонте скважин наиболее тяжёлыми и трудоёмкими являются работы, связанные со спуско — подъёмными операциями, особенно работы по свинчиванию и развинчиванию насосно — компрессорных труб и штанг, занимающие до 65% всего времени, необходимого на спускоподъёмные операции. Для свинчивания и развинчивания насосно — компрессорных и бурильных труб в бригадах капитального и подземного ремонтов применяют автоматы подземного ремонта АПР — 2, ЭМК, слайдеры, элеваторы ЭГ, ключи КТГ, и т.д. Спуск и подъём труб осуществляют при помощи передвижных агрегатов «Бакинец — 3М», А — 40, А — 50, «Азинмаш — 37», «Азинмаш — 43А».

Технический — наряд задание подписывает начальник участка подземного ремонта, инженер по нормированию и мастер по подземному ремонту скважин.

Инженерно — технические работники заблаговременно разъясняют рабочим характер и содержание ремонта скважины, её геологические особенности и т.д.

К первой категории сложности ремонта относятся скважины глубиной до 1500м, а ко второй категории — скважины глубиной выше 1500м.

Мастер бригады текущего ПРС обеспечивает бригаду материалами, трубами, оборудованием, обеспечивает выполнение правил по технике безопасности, внедрение новой техники, изучение и освоение передовых приёмов и методов труда.

Оператор ПРС старшего разряда руководит работой вахты, работает у устья скважины при СПО, руководит работой по пропариванию НКТ и штанг от парафина, сборкой и монтажом механизмов и приспособлений, отвечает за соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.

Оператор младшего разряда выполняет работы по СПО труб и штанг, все работы по ремонту скважин, работает на приёмном мосту по укладке труб и штанг.

Машинист управляет лебёдкой и агрегатом А — 50, следит за его исправностью, производит пуск и остановку агрегата, техническое обслуживание агрегата, следит за оснасткой талевой системы и её работой.

После окончания ремонта составляется гарантийный акт о сдаче скважины из текущего ремонта.

Для выполнения работ по капитальному ремонту скважин бригада капитального ремонта получает наряд, в котором указаны данные по скважине, категория и тип ремонта, дата его начала, продолжительность и сдельная расценка. На обратной стороне наряда рассчитывают заработок бригады с разбивкой по сменам и внутри смены для каждого рабочего, проводящего капитальный ремонт. Продолжительность капитального ремонта рассчитывают на основании действующих технических норм, приведённых в единых нормах времени на капитальный ремонт скважин.

После окончания ремонта специальная комиссия составляет гарантийный акт о сдаче скважины из капитального ремонта, в котором указано состояние скважины до и после проведения работ. Установленный специальные технические условия сдачи и приёма скважин после капитального ремонта.

С 2003года в ОАО «Лукойл» в системе территориально — производственных предприятий по добыче нефти и газа созданы специализированные управления капитального и подземного ремонта скважин, состоящие из нескольких цехов капитального и подземного ремонта скважин, ремонтно — механических мастерских и участков по повышению нефтеотдачи пластов.

В настоящее время одна из главных задач стоящих перед нефтянниками, — это укрепление цехов подземного текущего и капитального ремонта скважин, усиление их технической базы, обмен опытом внедрения новой техники, применение передовых методов труда и высокопроизводительных приёмов работы.

Улучшение работ по текущему и капитальному подземному ремонтам создаёт необходимые условия для поддержания действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также для его роста за счёт ввода в эксплуатацию простаивающих скважин. Это, в свою очередь, является условием увеличения добычи нефти и улучшения основных технико — экономических показателей производственно — хозяйственной деятельности НК.

II. Сбор основных исходных данных для составления наряда

Наряд формируется на основе руководящего документа — классификатора и Правил ведения ремонтных работ скважин (см. в Приложении Регламент организационных работ по формированию и оценке — геолого — технологических мероприятий и мероприятий по повышению нефтеотдачи по месторождениям).

Для того, чтобы составить наряд на подземный ремонт скважины, необходимо ещё собрать исходные данные, определить объём выполняемых работ.

Обследование включает в себя:

· определение глубины забоя;

• определение уровня жидкости;
• состояние эксплуатационной колонны;
• характер повреждения оборудования или колонны или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины;
• величину коэффициента продуктивности и др. параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остаётся отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты.

Целесообразно рассматривать результаты исследования в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. При передаче скважины в ремонт геологической службой НГП оформляется наряд — заказ, помимо других параметров указываются следующие необходимые для глушения данные по скважине:

• способ эксплуатации;
• интервал перфорации, пласт;
• искусственный, текущий забой;
• диаметр эксплуатационной колонны;
• компоновка подземного оборудования;
• глубина спуска (в скобках указывается глубина по вертикали);
• дебит скважины;
• удельный вес (плотность) пластовой воды;
• пластовое давление и дата замера.

При отсутствии возможности замера пластового давления по ремонтируемой скважине, указывается расчётное давление по карте изобар или по данным соседних скважин этого продуктивного горизонта.

Пластовое давление, указанное в плане, должно быть замерено не позднее:

• на скважинах 1,2 категории — за 10 дней до начала глушения (подтверждается через 10 дней);
• на скважине 3 категории — за 30 дней до начала глушения (подтверждается ежемесячно).

При отсутствии данных замера пластового давления — глушение запрещается.

В плане — наряде работ указывается жидкость глушения — название, удельный вес (плотность), объём, а также возможность её утилизации или повторного использования после окончания ремонта. В случае использования буферной жидкости во время глушения указывается название, концентрация, объём и интервал установки.

Глушение скважины производится в соответствии с требованиями Правил безопасности в НГДП, РД 153 — 39 — 023 — 97, ВТУ. В наряде указывается ответственный за производство технологических операций и соблюдение правил ОТ, ТБ, ПБ и ООС.

Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) — и нейтронный каротаж (НГК) и др.

III. Составление наряда на капитальный подземный ремонт скважины

Теперь можно составить наряд на подземный ремонт скважины. Он будет выглядеть так:

«УТВЕРЖДАЮ» «УТВЕРЖДАЮ»

Главный геолог Главный инженер

ОАО «Северная нефть» ОАО «Северная нефть»

____________________ ____________________

«___» ____________ 2005г. «___» ____________ 2005г.

План — наряд на производство капитального ремонта скважины №5017

Месторождение: Хасырейское Площадь, залежь: Нижнедевонская

ЦДНГ — 2

Цель ремонта: Спуск клапана — отсекателя и греющего кабеля.

Основные геолого — технические данные скважины

Категория скважины: действующий фонд.

Дебит: Qж — 168мі / сут., Qн — 143т / сут. замер от 12. 10.05г.

Обводнённость: 0,0%.

Способ эксплуатации: фонтанный. , Плотность пластовой воды: 1,125г / смі. , Газосодержание: 119,3мі / т. , Плотность нефти в стандартных условиях: 862кг / мі. , Плотность нефти в пластовых условиях: 766кг / мі. , Пластовое давление: 183 атм. На глубине 2100м (по вертикали 2100м н) определено 09.06.05. , Наличие сероводорода: отсутствует. , Искусственный забой: 2417м, ЦКОД. , Текущий забой: 2417м. , Состояние забоя: вероятно цементный мост. , Давление опрессовки ЭК: 150атм. , Глубина нарушения ЭК: гермитична. , Максимальный угол наклона: вертикальная. , Роторная поправка: 6м. , Подземное оборудование: Воронка на НКТ 73мм «Г» на глубине 2133м. , Конструкция скважины.

	Диаметр 426 мм Подъём цемента	Длина 32 м До устья
Кондуктор	Диаметр 324 мм Подъём цемента	Длина 262 м До устья
Техническая колонна	Диаметр 245 мм Подъём цемента	Длина 1499 м До устья
Эксплуатационная колонна	Диаметр 168 мм Подъём цемента	Длина 2421 м До устья

Эксплуатационная колонна.

? колонны, мм	Интервал, м	Толщина стенки, мм	Марка стали	Объём погонного метра ЭК, л
	верх	низ
168	0	2421	8,9	Д	17,71
ЦКОД	2417
Башмак	2421

Данные о перфорации

Интервалы перфорации, м	Тип перфоратора	Плотность , Перфорации, Отв./м	Мощность интервала перфорации, м	Эффективная Мощность, м
верх	низ
2161	2166	ПКТ 89 С	15,2	10	8
2169	2179	ПКТ 89 С	15,2	10	8
2195	2201	ПКТ 89 С	15,2	30,5	24
2230	2233	ПКТ 89 С	15,2	17	11,5
2236	2247	ПКТ 89 С	15,2	23	11
ИТОГО	80,5	54,5

Геолого-технологическое задание на текущий ремонт скважины № 5017.

До производства работ текущему ремонту скважины № 5017, мастеру бригады КРС:

· ознакомить бригаду с планом работы;

• провести внеочередной инструктаж членам бригады по ОТ, ТБ, ПБ, предупреждению ГНВП и охране окружающей среды, согласно мероприятиям настоящего ГТЗ, с обязательной регистрацией в журнале инструктажей.

Ответственный за производство технологических операций и соблюдение правил ОТ, ТБ, ПБ и ООС — мастер бригады КРС, начальник участка КРС.

Ответственные за освоение скважины — зам. начальника ЦДНГ — 2 по геологии, мастер ЦДНГ — 2.

№ п/п	Наименование работ	Норма времени	норм
1.	Выполнить испытание якорей	Бл.2.1 п.2	25
2.	Разрядить затрубье до атмосферного давления или до появления нефтегазовой эмульсии, выполнить глушение скважины следующим образом: , закачать в затрубье на циркуляцию 36мі тех. воды(до выхода тех. воды на устье), при максимальной производительности ЦА — 320 с противодавлением равным давлению на устье в статике; , закрыть затруб и закачать НКТ на поглощение 1,5 мі тех. воды, при максимальной производительности ЦА — 320, но не превышая давление закачки более 150атм. , Отстой 2 часа. , Разрядить НКТ и затрубье до атмосферного давления. При отсутствии избыточного устьевого давления и излива — составить акт на глушение и продолжить дальнейшие работы.	Бл. 3 , Факт факт	292 120 60
3.	Выполнить монтаж А 60. Комиссионно, соответствующем порядке определить готовность А — 60 к производству работ согласно настоящего ГТЗ и оформить результаты проверки актом пусковой комиссии	Бл. 2.1	767
4.	Демонтировать фонтанную арматуру. Демонтировать планшайбу. Срыв планшайбы производить в присутствии представителя ЦДНГ, при осложнении составить двухсторонний акт.
5.	Поднять из скважины воронку на НКТ 73мм с глубины 2133м с доливом ЖГ в затрубье в объёме 180л через каждые 150м подъёма.	Бл. 6.1-2	591
6.	Спустить в скважину скрепер С — 168 с пером — патрубком на НКТ 73мм «Г» с контрольным замером, до глубины 2130м. , Проработать скрепером ЭК в интервале 2130 — 2090м и 1680 — 1720м. Поднять скрепер с доливом ЖГ в затрубье в объёме 180л через каждые 150 м подъёма.	Бл.12-2 , Бл.23 П. 5,22	1769 351
7.	Установить на нижнюю часть пакера 2ПД — ЯГ 140 — 35К2 заглушку, привести пакер в вертикальном положении и заполнить внутреннюю полость пакера тех. водой. , Выдержать пакер в вертикальном положении в течении 15 минут, фиксируя наличие или отсутствие утечек. Результаты опрессовки оформить двухсторонним актом совместно с представителем ЦДНГ — 2.	факт	60
8.	Проверить количество срезных латунных винтов М — 8 в количестве 10штук на плашкодержателе пакера, завернуть их поочерёдно до упора и ослабить на пол шага, при этом плашкодержатель с плашками должны иметь незначительный свободный ход.
9.	Подготовить разъединитель колонны РКГ — 73-118-35 К2 следующим образом: отвернуть шесть латунных срезных винтов М8, соответственно оставить четыре винта М8.	факт	30
10.	Спустить в скважину компоновку: обратный клапан ЗЛН, 1шт. НКТ. Опресовать обратный клапан жидкостью глушения закачкой в НКТ при открытом затрубье следующим образом: создать давление на ЗЛН 100атм., выдержать под давлением в течение 5 минут, плавно поднять давление до 200атм., выдержать в течение 5минут, плавно поднять давление до 250атм., выдержать под давлением в течение 15минут. Результаты опресовки оформить двухсторонним актом совместно с представителем ЦДНГ — 2	Бл.18п.19	99
11.	Собрать следующую компоновку: обратный клапан ЗЛН, переходник Н89 «Г» х М73 «Г», 1шт. НКТ (находящиеся в скважине), пакер 2ПД — ЯГ 140 — 35К2, разъединитель колонн РКГ — 73 — 118 — 35 К2, НКТ 73мм «Г» — 2110м.	факт	120
12.	После спуска компоновки до проектной глубины, определить вес компоновки при плавном спуске и подъёме последней НКТ.	Бл.7.2-2 Бл.23п.5	597 137
13.	Демонтировать ПВО	Бл.2.2-2п.3	111
14.	Выполнить посадку пакера согласно настоящего пункта ГТЗ, при этом затрубье НКТ должно находиться в открытом состоянии. Установить планшайбу. , Создать в НКТ последовательно давление 50 атм, 100 атм, 150 атм, 180 атм, с выдержкой под давлением в течение 15 минут при каждом увелечение давления и последующей разрядкой до 50 атм, после создания в НКТ давления 180 атм.- выдержку производить в течение 30 мин. Разрядить НКТ.	Бл.2.2-2 п.4 факт	22 60
15.	Опрессовать пакер ЖГ закачкой в затрубье при Ру-100 атм, в течение 30 мин при открытом трубном пространстве. Результаты опресовки оформить двухсторонним актом совместно с представителем ЦДНГ-2.	Бл. 7.3 п.7-9	132
16.	Разрядить затрубье.	факт	60
17.	При герметичности пакера плавно создать давление в НКТ до 230 атм, при открытом затрубье, для срабатывания разъеденителя колонн, после чего разрядить НКТ.	факт	60
18.	Демонтировать планшайбу. Выполнить монтаж и опресовку ПВО давлением 150 атм, составить акт об опресовке.	Бл. 2.1-2 п. 7 п.4	20 160
19.	Натянуть подвеску НКТ на 3 тонны сверх собственного веса. После срабатывания разъединителя колонн поднять компоновку с доливом ЖГ в объёме 180 л через каждые 150 м подъёма.	Бл.7.1-2	700
20.	Спустить в скважину: воронку, 1 шт. НКТ 73 мм, скребкоуловитель, НКТ 73 мм- 370м с замером, пропаркой и шаблонировкой НКТ. , Дальнейший спуск 1700м НКТ 73мм и монтаж оборудования для электронагрева НКТ производить под руководством уполномоченного представителя ЗАО «Севернефтеотдача» , Мастеру бригады КРС совместно с уполномоченным представителем ЗАО «Севернефтеотдача» составить эскиз спускаемого оборудования. Электрооборудование спущенное в скважину не подключать к сети питания до окончания работ согласно настоящего ГТЗ.	Бл.4.3-2 Бл.23 п.6	1609 536
21.	Демонтировать противовыбросовое оборудование.	Бл.2.2п.3	111
22.	Выполнить монтаж и опрессовку фонтанной арматуры до центральной задвижки — давлением 210атм., планшайбу давлением 150атм. Составить акт об опрессовке.	Бл.2.2п.5 Бл.23п.31	87 107
23.	Выполнить контрольный спуск скребка.	факт	120
24.	Заменить скважинную жидкость на дегазированную нефть закачкой нефти в затрубье на циркуляцию в объёме 34,5мі.	Бл.23п.19	230
25.	Освоить скважину при помощи компрессора.	факт	3120
26.	Демонтировать А — 60.	Бл.2.2	380
27.	Передать скважину ЦДНГ по акту.
28.	Отчёт о ремонте скважины передать зам. начальника ЦКРС по геологии.

Норма времени — 8836мин., надбавка на МР (9,67%) — 866мин.

Итого норма времени с учётом надбавки на МР — 9702мин.

Работы по фактически затраченному времени — 3810мин.;

• Продолжительность ремонта — 13516,2мин.;
• 225,27час;
• 9,47сут.

Начальник ЦКРС ________________

«Согласовано»

Начальник ТОРМ _____________

Задание получил , Мастер КРС __________________

Выводы

Итак, работы по текущему и капитальному подземному ремонту скважины производятся по нарядам, разработанным организацией — исполнителем работ.

Порядок разработки и условия согласования наряда работ по текущему ремонту скважины устанавливаются недропользователем (заказчиком).

Наряд работ должен содержать:

• сведения о конструкции и состоянии скважин;
• пластовые давления и дату их последнего замера;
• сведения о внутрискважинном оборудовании;
• перечень планируемых технологических операций;
• режимы и параметры технологических процессов;
• сведения о категории скважин;
• плотность жидкости глушения и параметры промывочной жидкости;
• мероприятия по предотвращению аварий.

Для составления наряда требуется собрать исходные данные. Сбор исходных данных для составления наряда проводит, в основном, мастер подземного ремонта скважины. Он собирает сведения об отклонениях от исходных данных.

Время действия наряда определяет выдающий наряд, но не более, чем на срок, определяющийся нормативным документом и утверждённым в графике ремонта оборудования.

Если срок действия наряда истёк, но ремонт не закончен, наряд может продлить выдавший его работник, а в его отсутствие — руководитель имеющий право выдачи нарядов на срок до полного окончания ремонта. При этом в обоих экземплярах наряда в строке «Наряд продлил» делается запись о новом сроке действия наряда. Продление наряда разрешается только один раз.

Право выдачи нарядов предоставляется специалистам цеха (участка), в введении которых находится оборудование, прошедшим проверку знаний, допущенным к самостоятельной работе и включённым в список работников, имеющих право выдачи нарядов.

Наряд формируется на основании п.1.4 РД (руководящие документы) и ГТМ (геолого — технические мероприятия).

К руководящим документам относят Классификатор. Необходимым документом для составления наряда является Регламент организации работ по формированию и оценке геолого — технических мероприятий и мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов по месторождениям. Кроме того, при составлении наряда используют Правила ведения ремонтных работ в скважинах, рекомендованные Министерством топлива и энергетики РФ, Дело скважины, Паспорт скважины, различные инструкции.

Используемая литература

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/podzemnyiy-remont-skvajin/

1.

2. Лесюк В.С., Турко М.И. и др. Организация текущего ремонта скважин. — М.: НЕДРА, 1983г., стр. 29 — 31, 45 — 46, 61 — 63.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08 — 624 — 03 — СПб: ДЕАН, 2003г., стр. 207 — 209.

4. Рабочая документация нефтяных компаний: «Лукойл — Коми», «Нобель — Ойл», «Комибур».

Согласовано

Заместитель генерального директора Генеральный директор

ООО «Лукойл — Коми» по геологии ООО «Лукойл-Коми»

_______________ М.В. Чертенков ______________ В.В. Муляк

«___»__________ 2003г. «___»__________ 2003г.

Директор филиала ООО «Лукойл-Коми»

Института «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ»

________________ А.А. Владимиров

«___»__________ 2003г.

Регламент

организации работ по формированию и оценке геолого — технических мероприятий и пероприятий по повышению нефтеотдачи пластов по месторождениям, разрабатываемых ООО «Лукойл — Коми».

1.

1.1 Регламент организации работ по формированию и оценке геолого — технических мероприятий, а также методов ПНП по месторождениям, разрабатываемым ООО «Лукойл — Коми» (далее Регламент ГТМ) устанавливает порядок формирования, утверждения и оценки результатов годовых, квартальных и месячных планов ГТМ по месторождениям и залежам, разрабатываемым ООО «Лукойл — Коми» в рамках работ по авторскому надзору за выполнение проектных решений, выполняемым Проектным институтом.

1.2 Регламент разработан во исполнении решения Координационного Совета ООО «Лукойл — Коми» от 11.07.03г. и в соответствии с Регламентом проведения авторского надзора за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ООО «Лукойл — Коми», а также Положение о главном технологе проекта разработки месторождения ООО «Лукойл — Коми»

2. Принципы формирования планов ГТМ и ПНП.

2.1 Программа ГТМ и методов ПНП на год.

2.2.1 Проект годовой программы формируется проектным институтом и представляется на рассмотрение заместителю генерального директора ООО «Лукойл — Коми» по геологии до 07.07г. предшествующего планируемому.

2.2.2 Проект программы содержит полную информацию о текущем состоянии скважин, сроках проведения ГТМ и методов ПНП, планируемых операциях, затратах, технологической и экономической эффективности мероприятий по каждой скважине.

2.2.3 В качестве исходных данных принимается информация из геологических отчётов НДП (нефтяных добывающих предприятий), предоставляемых ежемесячно до 7 числа геологической службой НДП, а также экономические показатели, представляемые НДП.

2.3 Программа ГТМ и методов ПНП на квартал.

2.3.1 Проект программы на квартал формируется институтом «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» не позднее чем за 2 месяца до плпнируемого квартала на основе утверждённой годовой программы с внесением корректив, учитывающих фактическое состояние разработки месторождений, проведённых мероприятий и представляется на утверждение заместителю генерального директора ООО «Лукойл — Коми» по геологии.

2.3.2 В качестве исходных данных принимается информация из геологических отчётов ТПП, предоставляемых ежемесячно геологической службой ТПП, а также экономические показатели, представляемые ТПП (см. п.2.3.3).

2.3.3 Вместе с программой геолого — технических мероприятий институт представляет в качестве графических приложений карты текущих отборов по залежам с выделением условными знаками и цветом (приложение 6) скважин, на которых планируются мероприятия по их видам.

2.3.4 Программа ГТМ на квартал согласовывается с геологическими службами ТПП и ООО «Лукойл — Коми», после чего представляется на утверждение Первому заместителю генерального директора по производству.

2.4 Программа ГТМ и методов ПНП на месяц.

2.4.1 Проект программы ГТМ и ПНП на месяц формируется институтом «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» на основе утверждённой программы геолого — технических мероприятий на квартал и представляется на согласование в геологическую службу ТПП до 15 числа месяца, предшествующего планируемому по форме, приведённой в приложении 1.

2.4.2 В качестве исходных данных принимается информация из геологических отчётов ТПП, предоставляемых геологической службой ТПП в срок до 7 числа текущего месяца и экономическими показателями, предоставляемыми ТПП в форме таблиц (приложение 5) в срок до 25 числа месяца, предшествующего планируемому.

2.5 Все изменения и дополнения к программам ГТМ, а также мероприятий, направленных по повышению нефтеотдачи пластов согласовываются с институтом «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» и утверждаются заместителем Генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по геологии.