Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин

Краткая спецификация на самоходные буровые установки фирмы "IRI" Грузоподъемность буровой, т 125 100 8 Серия 750 400 300 Применение Бурение, ремонт Бурение, ремонт Бурение, ремонт, освоение Мощность, л.с. (кВт) 800 (600) 500 (375) 360 (270) Количество двигателей 2 1 1 Грузоподъемность мачты, т (API 4F) 125 (160) 100 (125) 80 (100) Высота мачты, м 35,6 32,3 29,3 Наружные оттяжки Есть Есть Есть Оснастка талей 6х5 5х4 5х4 Стойки для низких температур Есть Есть Есть Тип лебедки (О - однобарабанная, Д - двухбарабанная) О/Д О/Д О/Д Грузоподъемность одной тали, т 18,5 18,5 18,5 Тип вращательного привода Механи- ческий Гидравлический, механический Гидравлический, механический             Таблица 23       Краткая спецификация на самоходные буровые установки фирмы "IDЕСО" Тип Мощность, л.с. Средний вес, т Габаритные размеры, м Высота мачты, м Грузоподъем- ность мачты, т       длина ширина высота     DIR-3000 329 36,8 16,7 2,5 4,0 29,4 89,0 DIR-5000 375 46,0 17,7 2,5 4,0 31,8 92,8 DIR-7000 750 (2 агрег.) 56,0 19,5 3,0 4,0 33,8 115,0 DIR-800 882 (2 агрег.) 62,5 19,8 3,0 4,0 34,1 158,3 DIR-900 950 (2 агрег.) 69,6 19,8 3,0 4,0 34,1 200,0             Таблица 24       Техническая характеристика НБО 2500/160 ДПБМ Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) 1600 (160) Условная глубина бурения, м 2500 Скорость подъема крюка, м/с 0,15-1,5 Диаметр отверстия в столе ротора, мм 700 Отметка пола буровой площадки, м 6,6 Мощность на входе буровой лебедки, кВт 550 Диаметр барабана лебедки и его длина, мм 450х990 Торможение колонн труб при спуске Ленточным тормозом и вспомогательным тормозом типа ТЭП-45У Регулирование подачи долота Тормозом типа ТЭП-45У Диаметр талевого каната, мм 28 Оснастка талевой системы 4х5 Мощность бурового насоса УНБТ-600, кВт 600 Максимальное рабочее давление насоса, МПа 35 Ротор типа Р-700 с угловым редуктором   Максимальный крутящий момент на столе ротора, кгс·м 5000 Вертлюг УВ-160 МА с коническим подшипником   Максимальное рабочее давление в вертлюге, МПа 35 Тип вышки С передней открытой гранью, наклонная, из трех модульных секций монтаж в горизонтальном положении подъем в рабочее положение с помощью телескопических гидроцилиндров Полезная высота вышки, м 31 Длина бурильной свечи, м 18 Вместимость магазинов бурильных свечей 1000 м трубы стальные 114 мм; 2052 м трубы ЛБТ 129 мм; 120 м трубы УБТ 203 мм Основание буровой площадки Поперечного типа, на телескопических стойках, поднимаемое с помощью талевой системы или крана Нагрузка на подроторные балки, кН (тс) 1600 (160) Нагрузка на подсвечник, кН (тс) 960 (96) Средства механизации:   захват бурильных труб пневмоклинья ПКР-560М-ОР свинчивание и развинчивание труб ключ буровой типа АКБ грузоподъемные работы пневмолебедка 3 тс тали ручные червячные для монтажа ПВО-5 тс и в модуле насоса - 0,2 тс 6.2. При использовании передвижных буровых установок произвести монтаж бурового оборудования: вышки или мачты достаточной грузоподъемности, ротора, обеспечивающего вращение инструмента с частотой 0,5-1,5 с, насоса с производительностью до 0,020 м/с, циркуляционной системой с двух-трех ступенчатой очисткой и контрольно-измерительными приборами.    6.3. Провести все необходимые ремонтно-изоляционные работы согласно Инструкции по ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов*, утвержденной постановлением коллегии Госгортехнадзора России от 19.08.94 N 51. _______________ * Действует РД 08-492-02. - Примечание "КОДЕКС".             6.4. Если это необходимо, то на устье скважины монтируется и опрессовывается противовыбросовое оборудование согласно Техническим условиям на монтаж ПВО. 6.5. Провести с помощью гироскопического инклинометра измерение параметров фактической траектории скважины. 6.6. Установить пакер или цементный мост (не менее 50 м) внутри обсадной колонны для отсечения нижней части обсадной колонны. 6.7. Прошаблонировать эксплуатационную колонну трубчатым шаблоном длиной не менее 3 м и диаметром на 3-4 мм менее внутреннего диаметра колонны. 6.8. Определить местоположение муфтовых соединений обсадных труб с помощью магнитного локатора муфт. 6.9. Проверить герметичность эксплуатационной колонны путем ее опрессовки давлением, величина которого определяется геологической службой предприятия. 6.10. Рекомендуется провести дефектоскопию обсадной колонны. 6.11. При отсутствии цементного кольца за обсадной колонной прострелять колонну ниже интервала забуривания и произвести затрубное цементирование с подъемом цемента не менее чем на 20 м выше интервала забуривания. 6.12. Оборудование и инструмент должны обеспечить возможность работы с использованием бурильного инструмента 73 мм и 89 мм.    6.13. Комплект переводников, калибраторов, центраторов, забойных двигателей, отклонителей, шаблонов для долот и колонны должен соответствовать внутреннему диаметру колонны и позволять собирать КНБК в любых сочетаниях. При сборке бурильных труб 73 мм или 89 мм в свечи с приемных мостков БУ производится их контрольный замер и шаблонирование. Длина шаблона 50 мм. VII. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА 7.1. С помощью каверномера, профилемера определить поперечные размеры ствола скважины в интервале установки цементного моста. 7.2. Произвести замер фактической температуры в интервале установки моста. 7.3. Определить марку цемента и количество реагентов - регуляторов сроков схватывания тампонажного раствора исходя из динамической температуры и расчетной продолжительности процесса цементирования. 7.4. Произвести спуск бурильных труб или НКТ до нижней отметки устанавливаемого моста, промыть скважину до полного выравнивания параметров бурового раствора. 7.5. Произвести технологическую операцию по установке цементного моста. 7.6. Произвести подъем бурильных труб до верхней отметки моста. 7.7. Промыть скважину для удаления излишнего цементного раствора, поднять инструмент и оставить скважину на время затвердения цемента - ОЗЦ. VIII. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРЕЗАНИЯ ЩЕЛЕВИДНОГО "ОКНА" И ЧАСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 8.1. Технология вырезания части обсадной колонны 8.1.1. В зависимости от диаметра обсадной колонны выбрать бурильный инструмент диаметром 73 мм или 89; 101,6; 114,3 мм и утяжеленные бурильные трубы диаметром 95 мм или 108 мм, 146 мм длиной не менее 80-100 м. Бурильный инструмент опрессовать для проверки на герметичность. 8.1.2. В случае применения универсального вырезающего устройства (УВУ - 168, 178, 219, 216/245) для работы на технической воде используется УВУ с насадкой в заводской сборке, а для работы на буровом растворе необходимо установить насадку с проходным сечением 14 мм. 8.1.3. Проверить надежность раскрытия и закрытия резцов вырезающего устройства путем прокачивания через него воды или бурового раствора в количестве 0,01-0,012 м/с, при этом перепад давления на устройстве должен быть в пределах 2,0-4,0 МПа. При прокачивании воды или бурового раствора резцы должны выдвигаться из корпуса, а после прекращения циркуляции полностью "утапливаться" в корпус.   8.1.4. В состав инструмента рекомендуется включать ударные механизмы - ясы. 8.1.5. После спуска вырезающего устройства на проектную глубину, ниже муфтового соединения на 0,5-1,0 м, приступить к прорезанию стенок обсадной колонны. 8.1.5.1. Участок эксплуатационной колонны, подлежащий удалению с помощью вырезающего устройства типа УВУ (конструкции ВНИИБТ, фирмы VEATHERFORD марки НI-FLOV или других, выпускающихся размером от 5,5до 13,375), определяется исходя из геолого-технических условий осложненного ствола, наличия качественного цемента за колонной и величины проектного смещения нового забоя от забоя ранее пробуренной скважины [4, 5, 6, 11, 12, 23]. Необходимая длина вырезаемого участка обсадной колонны с учетом осложнений, обусловленных желобообразованием, определяется по формуле ,                                      (17) где - длина вырезаемого участка, м; - расстояние от торца долота до искривленного переводника отклонителя, м; - радиус искривления ствола скважины, м; - коэффициент, учитывающий возможное увеличение интервала забуривания, =1,1; ,                                        (18) где - угол выхода долота из скважины, град; - диаметр долота, м; - диаметр замка бурильной колонны, м.     8.1.6. Уточнение интервала вырезки и отбивки муфт можно дополнительно произвести с помощью ГК-ЛМ в эксплуатационной колонне и бурильном инструменте. Собрать компоновку в такой последовательности: УВУ, одна труба УБТ, репер, бурильные трубы. Произвести точный замер расстояния от репера до вырезающих ножей УВУ. Компоновка опускается до глубины производства работ согласно "меры" бурильного инструмента. По окончании спуска бурильного инструмента по реперу производится привязка вырезающего устройства относительно муфтовых соединений эксплуатационной колонны геофизическими методами, например локатором муфт (ГК-ЛМ) путем наложения кривых ГК-ЛМ в бурильном инструменте и ГК-ЛМ в обсадной колонне. 8.1.7. Включить ротор и вращать бурильную колонну (вырезающее устройство) с частотой 0,5-1,0 с(30-60 об/мин). При фрезеровании колонн из сталей J-55, K-55 подбирается повышенная частота вращения и пониженная нагрузка. При фрезеровании колонн из сталей Р-110 и N-80 лучше использовать пониженную частоту вращения и пониженную нагрузку. 8 1.8. Включить буровой насос и прокачивать буровой раствор в количестве 0,01-0,012 м/с.    8.1.9. Через 15-20 мин приступить к подаче инструмента вниз при осевой нагрузке на резцы от 5 до 10 кН, постепенно увеличивая количество прокачиваемой жидкости до 0,014-0,016 м/с. Прорезание стенок обсадной колонны фиксируется по резкому снижению перепада давления на 1,0-1,5 МПа, что характеризует полное раскрытие резцов вырезающего устройства. Фрезерование желательно вести без наращивания колонны, особенно при плохом качестве цементирования обсадной колонны. После окончания фрезерования секции до искусственного забоя в обсадной колонне должно оставаться не менее 35-40 м.   8.1.10. После появления в буровом растворе на поверхности металлической стружки шириной не менее 5 мм и заколонного цементного камня приступить к торцеванию обсадной колонны при частоте вращения инструмента 1-1,5 с(60-90 об/мин) и осевой нагрузке до 40 кН.   8.1.11. Через каждые 0,5-1,0 м фрезерования обсадной колонны производится профилактическая промывка. Лучшим с точки зрения выносной способности металлической стружки при фрезеровании являются полимерные растворы, на втором мечте - глинистые растворы, а затем - растворы на нефтяной основе. При этом рекомендуется минимальная вязкость бурового раствора 30 сП. 8.1.12. Скорость потока бурового раствора является решающим фактором обеспечения выноса стальной стружки в процессе фрезерования секции. Минимальная необходимая скорость потока в затрубном пространстве определяется по формуле ,                                               (19) где - скорость потока раствора в кольцевом пространстве, м/с; - внутренний диаметр обсадной колонны, мм; - наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм; - плотность бурового раствора, кг/м. 8.1.13. Для уменьшения возможности возникновения осложнений, связанных со стальной стружкой, рекомендуется прокачивать вязкие пачки раствора через каждые 3,0-4,5 м фрезерования обсадной колонны. Для этого останавливают процесс фрезерования и закачивают на забой пачку раствора вязкостью 70-80 сП при подаче около 0,008 м/с.   8.1.14. При фрезеровании обсадной колонны в скважине с большим углом наклона перед прокачкой высоковязкой пачки раствора рекомендуется закачать пачку раствора с низкой вязкостью. Минимальная скорость бурового раствора в кольцевом пространстве должна быть 0,65-0,70 м/с. 8.1.15. Процесс разрушения обсадной колонны продолжается до проектной глубины или полного срабатывания резцов УВУ, которое сопровождается резким изменением механической скорости (в зависимости от группы прочности обсадной колонны скорость разрушения может составить 0,4-1,2 м/ч, муфтового соединения - 0,1-0,3 м/ч). 8.1.16. Перед подъемом бурильного инструмента на поверхность приподнять инструмент над "забоем" на 0,1-0,2 м и промыть скважину в течение 1-1,5 цикла с производительностью насоса 0,014-0,016 м/с.   8.1.17. Отключить насос и произвести подъем вырезающего устройства из скважины. 8.1.18. Для продолжения работы заменить резцы, произвести спуск инструмента в скважину так, чтобы резцы находились на 0,3-0,5 м выше нижней отметки вырезанного участка колонны, и продолжить торцевание. В случае необходимости осуществляется разрушение муфтового соединения обсадной колонны. 8.1.19. После завершения технологического этапа вырезания участка обсадной колонны промыть скважину и произвести подъем вырезающего устройства из скважины. 8.1.20. Уточнить длину вырезанного участка обсадной колонны электрокаротажем (при необходимости). 8.1.21. Провести техническое обслуживание вырезающего устройства. 8.1.22. Спустить "открытый конец" бурильного инструмента. Скважину тщательно промыть для удаления металлической стружки и по специальному плану произвести установку цементного моста с ускорителем схватывания с таким расчетом, чтобы высота цементного камня была выше верхней и ниже нижней части выреза колонны на 30-50 м. 8.1.23. После ОЗЦ в течение 48 ч цемент разбурить "прямой" неориентируемой КНБК до верхней части вырезанного участка плюс 0,5 м, с тем чтобы не допустить работу долота в обсаженной части во избежание поломки зубьев.

Похожие:

	Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении... Методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины		Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... Ю. К. Гиричев (Госгортехнадзор России); В. А. Глебов, А. С. Оганов (Ассоциация буровых подрядчиков). В инструкции учтены предложения...
	Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине... «Вторичное вскрытие продуктивных пластов» для магистрантов, обучающихся по направлению 21. 04. 01 «Нефтегазовое дело», профиль программы...		Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте
	Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... По безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте		Согласовано Выполнение геофизических работ при восстановлении скважин методом зарезки боковых стволов для нужд филиала "Уренгой бурение" ООО...
	Положение по безопасности одновременного производства буровых работ,... Федерального горного и промышленного надзора России от 05. 06. 2003. №56, Инструкцией по безопасности одновременного производства...		Согласовано Положение разработано с целью обеспечения промышленной безопасности производства работ в условиях высокой концентрации опасных производственных...
	Согласовано Положение разработано с целью обеспечения промышленной безопасности производства работ в условиях высокой концентрации опасных производственных...		Положение Положение разработано с целью обеспечения промышленной безопасности производства работ в условиях высокой концентрации опасных производственных...
	Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием...		Общество с ограниченной ответственностью «газпромнефть-хантос» (ооо... Положение разработано с целью обеспечения промышленной безопасности производства работ в условиях высокой концентрации опасных производственных...
	Техническое задание на выполнение работ «Гидродинамические исследования... Конкурентные закупки проводятся с целью определения возможностей каждого потенциального претендента для работ по гидродинамическим...		I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром...
	Инструкция по обеспечению безопасности движения поездов при производстве... Работы, места производства которых ограждаются сигнальными знаками "С" (о подаче свистка)		«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях... Учебный курс предназначен для обучения специалистов по теме «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях с правом...