- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра приме няют в следующих случаях: тампонирование дефекта не обеспечива ет требуемой степени герметичности обсадной колонны; колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесообразно; по условиям эксп луатации скважины допустимо пересытив дефекта трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны.
Перекрытие дефекта колонны осуществляют следующими спосо бами: спуском дополнительной колонны меньшего диаметра до за боя или интервала перфорации; спуском летучки, т.е. перекрытием дефекта трубами меньшего диаметра, длина которых определяется протяженностью негерметичного интервала колонны; перекрытием дефекта тонкостенными металлическими пластырями, запрессован ными в обсадную колонну (устройство Дорн).
Ремонт обсадных колонн стальными продольногофрированными пластырями (рис. 9.1.1)
Сущность метода заключается в укреплении ствола скважины в месте ее повреждения 5 путем расширения и запрессовки стального пластыря 3 внутри обсадной колонны 1 .
Транспортирование, расширение и запрессовку осуществляют с помощью специального устройства “Дорна” 4, закрепленного на ко лонне насосно-компрессорных труб 2. После запрессовки пластыря образуетсядвухслойнаятрубазазоры между слоями заполнены уплот няющим составом, нанесенным на наружную поверхность пластыря. При этом проходное сечение обсадной колонны уменьшается на 6- 6,5 мм. Весь процесс расширения и запрессовки происходит за один спуск инструмента в скважину.
Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
Общие положения
При ремонте скважин могут использоваться различные техноло гии тампонирования, которые зависят от целей работ, состояния сква жины, состава пластовых вод, температуры и многих других факто ров. При схожести даже многих параметров, двух одинаковых сква жин не бывает, поэтому следует понимать, что ремонтно-изоляцион-
ные работы - эксклюзивно выполняемый труд, требующий высокой квалификации, четкого и слаженного их проведения, вдумчивого подхода к выполнению работ, и иногда инженерного риска.
В этой главе устанавливаются общие принципы ремонтно-изоля ционных работ (РИР) при восстановлении технического состояния крепи добывающих и нагнетательных скважин. Основные положе ния важны для понимания процессов, происходящих при РИР и по могут при составлении рабочих планов по РИР в скважинах, а также при разработке проектно-сметной документации.
Ремонтно-изоляционные работы проводятся по следующим эта пам:
1)подготовка необходимой документации (план работ, анализ там понирующего материала, рекомендации по добавкам, акт готов ности спецтехники и оборудования к работе);
2) проведение исследовательских работ;
3)подготовка и завоз необходимых материалов, инструментов,труб, спецоборудования, жидкости затворения, буферныхжидкостей и жидкости продавки;
4)подготовка ствола скважины;
5)подготовка и проверка работоспособности подъемного агрегата, инструмента, оборудования;
6) спуск инструмента в зону проведения РИР;
7)подготовка устья скважины к проведению РИР,расстановка спец техники и оборудования, обвязка ее с устьемскважины, опрессов ка линий, вызов циркуляции, промывка ствола скважины;
8) проведение РИР - закачка буфера, затворение и закачка тампо нирующего агента, закачка буфера или пробки, продавка, подъем инструмента в безопасную зону, удаление остатков тампонирую щего раствора промывкой - срезка, закрытие скважины, ОЗЦ;
9)составление акта на проведение операции.
Необходимая документация
ВсеработыпоРИРпроводятсясогласноплану. Планнаремонтскважины должен включать геолого-технические данные по скважине, причины и цель ремонта, состояние ее ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описаниетехнологическогоцик ла ремонтных работ с указанием количественных величин парамет ров операций, а также ответственных исполнителей каждойтехноло гической операции. План составляется технологической службой, утверждается главным инженером, главным геологом предприятия и
проведения работ ответственному работнику за проведение РИР ре комендуется работоспособность оборудования и спедтехники прове рить лично. Схема расстановки оборудования при РИР показана на рисунке 9.1 .2.
Подготовка труб
Очень важное значение при проведенииРИРимеютсостояниетруб и их глубина спуска. Поэтому к подготовке труб следуетуделить осо бое внимание.
Подготовка насосно-компрессорныхтруб (НКТ) и бурильныхтруб (БТ) осуществляется в соответствии с РД 39-2-132-78 и “Инструкци ей по эксплуатации, ремонтуи учету бурильныхтруб” (ВНЙИТнефть, Куйбышев, 1979), РД 39Р-05753520-001-95 “Положение по приемке, хранению, отбраковке, учету движения и по порядку перевода в дру гие области назначения НКТ и глубинно-насосных штанг в ОАО”.
На трубной базе производятся гидравлические испытания, шаблонировка, маркировка и сортировка труб, а также калибровкарезьб.
Непосредственно на скважине осуществляется наруокный осмотр, повторное шаблонирование, укладка трубв порядке спуска в скважину и замер их длины.
Транспортировка труб на скважинудолжна производиться специ альным транспортом. При погрузке между рядами труб необходимо прокладыватьдеревянные прокладки, предохраняющиетрубыотуда ров. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. Транспортировка труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается.
При разгрузке и укладке трубу скважинынеобходимо,чтобымуф товые концы были обращены к устью скважины. При этом не допус кается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание во локом.
При работе с трубами необходимо иметь запас, из расчетана каж дые 1000-50 м дополнительного резерва.
При визуальном осмотре труб на скважине определяется состоя ние наружной поверхности трубы, муфты и ихрезьбовыхчастей. Об наруженные небольшие забоины на поверхности трубы допускается удалять с помощью напильника.
Шаблонирование труб необходимо производить специальным шаблоном, при подъеме труб с мостков для спуска в скважину. При непрохождении шаблона в трубе - ее отбраковывают. Натрубах, заб ракованных при проверке, необходимо сделать пометку “БРАК” ус тойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные тру-
бы складировать отдельно от основных труб.
Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стел лажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами по меститьдеревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб долж ны находиться на одной общей прямой линии, а последующие выше лежащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.
При использовании труб разных диаметров и конструкций необ ходимо группировать их по типам и размерам. Переводник для свин чиванияихмежду собойрекомендуетсянавернуть заранее в муфтупос ледней трубы спускаемой секции.
Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы с помощью проверен ной стальной рулетки. Порядковый номер и измеренную длину реко мендуется наносить выделяющейся устойчивой краской на поверх ности трубы.
Измерение длины труб должна производиться под руководством мастера, которыйявляется ответственным за проведение данной опе рации.
Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть за несены в журнал “Мера труб”.
Составлениеколонны НКГ для различных операций при РИР про изводится согласно РД 39-1-306-79.
После спуска труб в скважину проверить, не остались ли трубы на стеллажах.
Подготовка ствола скважины
Независимо от целей РИР, необходимо выяснить техническое со стояние обсадной колонны и глубину фактического забоя скважины путем спуска в скважину печати на НКТ или бурильных трубах.
Если инструмент в скважину спускается впервые, обследование состоянияколонны необходимо производить полномерной конусной печатью, имеющий диаметр на 6 -7 мм меньше, чем внутренний диа метр обсадных труб.
Без предварительного обследования ствола находившейся в эксплу атации скважины печатями, определение глубины забоя шаблонами, спускаемыми на металлической проволоке или каротажном кабеле,
- запрещается.
При необходимости в скважине могут проводиться специальные работы, например для очистки стенок скважины, обеспечение про-
лонн и заколонного пространства является тампонирование под дав лением.
Тампонажные материалы и технологические схемы проведения тампонажных работ выбираются в зависимости от целей РИР, геоло го-технических и гидротермальныхусловий в изолируемой зоне сква жины с обязательным проведением анализов тампонажных материа лов в лаборатории. Заявка на проведение анализов подается в лабо раторию предприятияза 5дней допроведения изоляционныхработ в сква жине.
Тампонирование под давлением через обсадную колонну
Способ применяется при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивания цементного кольца за ними, а также при там понировании каналов межпластовых перетоков между нефтепродук тивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузкуколонны отизбыточного давления после задавливания там понирующей смеси (рис. 9.1.3).
Процесс тампонирования:
-приготовить тампонирующую смесь в осреднительной емкости;
-закачать тампонирующую смесь в обсадную колонну, используя при необходимости разделительные пробки;
-закачать расчетный объем продавочной жидкости;
-задавить тампонирующую смесь в изолируемую зону при давле нии, непревышающемвеличины регламентируемой для опрессов ки колонны;
-оставить скважину в покое на период ОЗЦ под достигнутым дав лением или предварительно плавно снизить его до планируемой величины.
Тампонирование под давлением из НЕТ и обсадную колонну
Способ применяется для ускоренного процесса доставки тампо нирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся промывочной жидкостью при проверке на приемистость.
Процесс тампонирования:
-нижний конец “перо” установить над зоной тампонирования (де фекта, зоной перфорации) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси;
-закачать промывочную жидкость, восстановить циркуляцию;
-при открытом выкиде из затрубного пространства закачать и про давить тампонирующую смесь в скважину до достижения его
“пера”;
-выкид из затрубного пространства закрыть, и выдавить тампонаж ную смесь из труб;
-обратной промывкой произвести контрольный вымыв для гаран тии отсутствия тампонажной смеси в кольцевом пространстве за
нкт;
-тампонажную смесь задавить в пласт до достижения требуемого давления;
-поднять в безопасную зону;
-оставить скважину в покое, на период ОЗЦ, под давлением.
Тампонирование под давлением через НКТ, установленные надзоной ввода тампонирующей смеси за колонну
Способ применяется:
-при изоляции чуждыхпластовых флюидови подошвенныхводдля ограничения закачки промывочной жидкости в продуктивную зону;
-при изоляции сквозных дефектов обсадных колонндля ускорения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изо лируемой зоне.
Применение способа для изоляции чуждых пластовыхфлюидов и подошвенных вод допускается при использовании тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, полимерных тампонаж ных материалов с инертными или активными наполнителями. Ис пользование фильтрующихся полимерно-тампонажных материалов (ПТМ) без наполнителей при данном способе не рекомендуется.
Процесс тампонирования:
1) “перо” или срез установить на 10-15 м выше зоны работ; 2) восстановить циркуляцию закачиваниемпромывочнойжидкости;
—при открытом выкиде из затрубного пространства закачать и продавить тампонирующую смесь в скважину до дохождения ее до “пера” НКТ)
—перекрыть выкид из затрубного пространства, и тампонирую щую смесь задавить в пласт;
-излишки тампонирующей смеси вымыть из скважины обрат ной промывкой с противодавлением, значение которогодолж но быть не меньше запланированного на период ОЗЦ;
-НКТ приподнять на 100-150 м, для гарантии от прихвата (бе зопасная зона);
растить цементный стакан под искусственным забоем;
-при изоляции нижних и подошвенных вод, когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м;
-при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5 м3/ч • МПа;
-при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампо нажного состава из изолируемого объекта после РИР. Применение допускается при:
-использовании тампонирующих составов с пониженной водоот дачей, отработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;
-использовании НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличие специального устьевого оборудования с сальниковым уплотните лем, позволяющего расхаживание НКТ при задавливании тампо нирующей смеси в пласт.
Процесс тампонирования (рис. 9.1.4):
-нижний конец “перо” (срез) НКТ установить ниже зоны работ на
1- 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана;
-восстановить циркуляцию;
-тампонирующую смесь закачать и продавитьв скважинудо запол нения его перфорированного или нарушенного интервала ко лонны;
-закрыть выкид из затрубного пространстваи задавитьтампониру ющей смесью в пласт при непрерывном расхаживании НКТ,
-после достижения требуемого давления, нижний конец НКТ под нять на 10-15 м выше зоны работ;
-продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создатьтребуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт;
-излишки смеси вымыть из скважины обратной промывкой с про тиводавлением, значение которогодолжно бытьне меньше запла нированного на период ОЗЦ;
-приподнять НКТ на 100-150 м и оставить скважину в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.
Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампони рующей смеси по затрубному пространству
Способ применяется при устранении негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерыв ная закачка жидкости через него при давлениях, допустимыхдля ко-
-не прекращая режима закачки, с промывочной жидкости переклю читься на подачу тампонажного состава в затрубное пространство;
-прокачать состав по затрубному пространству, не превышая дав ление выше допустимого;
-по мере перехода состава из затрубного пространства в НКТ, по степенно уменьшая подачу насосов, снизить давление на величи ну от 20 до 30% ниже первоначального и вымыть излишки тампо нирующей смеси на поверхность;
-оставить скважину на ОЗЦ.
Если использовались отверждающие ПТМ, то необходимо поднять НКТ из скважины.
Тампонирование под давлением прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству с остановками (рис. 9.1.5)
При этом допускаются периодические остановки, при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству, для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет уста новить местоположение негерметичного интервала колонны.
При выполнении работ в качестве тампонажного материала ис пользуется только гелеобразный состав.
Процесс тампонирования:
-приготовить не менее 1 м3 гелеобразной тампонирующей смеси, вязкостью не менее 100 сП;
-опрессовать колонну на герметичность водой, зафиксировать ве личину снижения давления Рв течение контрольного времени tK;
-при открытом выкиде из затрубного пространства закачать приго товленный тампонажный состав в НКТ;
-продавить смесь промывочной жидкостью и вытеснить из НКТ,
-закрыть выкид из затрубного пространства и, продолжая закачку промывочной жидкости, довести давление в затрубном простран стве колонны до величины, допускаемой при опрессовке;
-выдержать колонну под давлением в течение контрольного време ни tKи зафиксировать величину снижения давления Р ;
-если результат опрессовки не отличается от данных работ по оп рессовки на воде, то, стравливаядавление из затрубного простран ства и продолжая закачивать промывочную жидкость в НКТ, пере меститьтампонирующую смесьпо затрубномупространствудля оп рессовки следующего, расположенного выше, интервала колонны;
-поинтервальиую опрессовку продолжать до тех пор, пока резкое
уменьшение величины Р не укажет на перекрытие тампонажным составом негерметичности интервала колонны;
-количество продавочной жидкости для очередного перемещения состава должно составлять не более 80% от его объема;
-местоположение верхней (Ьд) и нижней (/,„) границ интервала не герметичности определить по формуле:
V = # , _ n.0,8 .РУР0, |
(9.1.1) |
^ » Я ; _ м г 0,8-Кв/Гда |
(9.1.2) |
где B j—длина НКТ, Vg- объем высоковязкой жидкости, м3; V0- объем 1 п.м затрубного пространства экс. колонны, м2; п - поряд ковый номер опрессованного интервала колонны.
-выдержать скважину под давлением до истечения срока ОЗЦ;
-вымыть излишки состава из скважины.
Тампонирование под давлением с применением пакера
Способ применяется:
-для защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, величи на которых превышает допустимые для опрессовки;
-для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнета нии тампонирующей смеси в изолируемый интервал, ниже зоны перфорации;
-для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметические отверстия в колонне.
Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения геле образующих ПТМ или использования легкоразбуриваемых НКТ.
Процесс тампонирования:
-спустить НКТ с пакером, который расположить под зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера обо рудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, баш мак которого установить над зоной работ на расстоянии до 3 м;
-проверить чистоту спущенных труб, прокачав в НКТ промывоч ную жидкость в количестве, равном их внутреннему объему от устья;
-установить пакер;
-определить приемистость;
-закачать тампонирующую смесь в НКТ,
-продавить расчетным объемом промывочной жидкости;
-если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать промывочную жидкость и создатьдавление, допускаемое при опрессовке колонны;
-задавить тампонирующую смесь в пласт;
-стравить давление в трубном и затрубном пространстве;
-освободить пакер, контролируя распакировку расхаживанием ко лонны н к т,
-при наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымыть из скважины;
-поднять 100-150 м НКТ, заполнить скважину промывочной жид костью и оставить в покое на ОЗЦ;
-если подпакерное пространство не герметично, то оставить сква жину под давлением.
9.2. Устранение аварий, допущенныхвпроцессе эксплуатации скважин
Устранение аварий —наиболее сложный по техническому и инже нерномуисполнению комплекс работ, которыйтребуетвысокогоуров ня исполнения, глубокого понимания ситуации, как правило, сопря жен с риском. Основная задача - не усугубить аварию!
Проведениеработ по устранению аварийявляется не очень популяр ной в бригадах капитальногоремонта скважин. Это связано стем, что работы достаточно трудоемки, при этом оплата их осуществляется пофакту. Каких-либо механизмов стимулированиянеприменяется. Сле дует учесть, что аварийные работы требуют каждый раз изготовле ния эксклюзивного специального инструмента, тратится много време ни на его подготовку и доставку, при этом ожидание бригаде оплачива ется по тарифу.
Следует учитывать, что аварийные работы сопряжены с больши ми нагрузками на инструмент и оборудование, требует их специаль ной скрупулезной подготовки, а также приводит к быстрому износу инструмента и оборудования и выходуего из строя. Необходимо при бавить к сказанному выше большие материальные затраты, работу транспорта - это все те ситуации, где бригада хочет сэкономить.
Аварии, допущенные в процессе эксплуатации скважин, делятся на несколько категорий:
-аварии с трубами (полеты), расчленение труб может происходить по телу или по резьбе, аварийные трубы могуг быть прихвачены забойными осадками; цементным раствором (козел); посторонни ми предметами (какправило, плашками); дифференциальный при хват;
-аварии с кабелем, канатом и проволокой;
-аварии со скважинным оборудованием;
-аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних пред метов.
Все работы производятся по плану работ, утвержденному главным
инженером. В плане предусматривают меры, предупреждающие воз никновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по ох ране недр и окружающей среды.
План ликвидации аварии, с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов, согласуют с противофонтанной службой и его утверждает главный инженер предприятия.
Работы по ликвидации аварии, в соответствии с утвержденным планом, производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.
Работы сопряжены с большими разнопеременными нагрузками, поэтому следует внимательно проверить исправность оборудования, инструмента (элеваторы), подъемного агрегата (талевую систему, мач ту,ротор и ъд.) иконтрольно-измеригельных приборов (в первую оче редь индикатора веса). Необходимо разъяснить персоналу бригады опасность работ и определить безопасные зоны.
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин
Подготовительные работы:
-составляют план ликвидации аварии;
-в плане предусматривают меры, предупреждающие возникнове ние проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды;
-план ликвидации аварии, с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов, согласуют с противофонтан ной службой и он утверждается главным инженером предприятия;
-работы по ликвидации аварии, в соответствии с утвержденным планом, производят под руководством мастера по сложным рабо там при участии мастера по ремонту скважин;
-доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплек ты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезе ров и т.п.;
-при спуске ловильного инструментавсе соединения бурильныхтруб должны закрепляться машинными или автоматическими клю чами;
-при расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый пре дел прочности. Работы производят по специальному плану;
-работы по освобождению прихваченного инструмента с примене нием взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и хп.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизичес ким предприятием;
-при установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатическогодавления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герме тизированным затрубным пространством с соблюдением специ альных мер безопасности.
Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при пос ледовательном выполнении следующих операций:
1)спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;
2)в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответ ствующей конструкции для выправления конца трубы;
3)извлечение прихваченныхцементом труб производятв следующей последовательности:
-отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы;
-обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не ме нее Юм.
Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерова ние труб должно осуществляться при интенсивной промывке сква жины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.
Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вы