СОГЛАСОВАНО: УТВЕРЖДАЕМ: Заместитель начальника Ишимбайского РДНГ ООО "БНД" Главный Инженер ООО "Ойл-Сервис" ____________А.Ю. Жадаев "____"_____________________2024г. _____________А.Р. Хасаншин "____"_____________________2024г. Главный геолог региона ДНГ (ИГМ) УРМ ООО "БНД" _____________А.Н. Турдыматов Главный геолог ООО "Ойл-Сервис" _____________Д.Д. Шамигулов "____"_____________________2024г. "____"_____________________2024г. Категория скважины До п.№ по Pпл 2 по H2S по H2S по газовому фактору 3 3 3 После п.№ 181 0 0 30,8 атм мг/л % м3/т ПЛАН РАБОТ на производство капитального ремонта скважины № 121 Инв. № 843854 назначение Нефтяные Аскаровская площадь Наличие дополнительного ствола Аскаровское месторождение код площади цех АкЦДНГ 03 55 НЕТ Вид договора: I. Краткая геолого-техническая характеристика скважины: Уровень цемента (м) 324(мм), 10(мм), 3.3-33(м) 2. Направление Уровень цемента (м) 3. Кондуктор 245(мм), 8(мм), 5-280(м) Уровень цемента (м) 4. Эксплуатационная колонна (диаметр(мм), толщина стенки(мм), глубина спуска(м)) 146(мм), 8(мм), 3.3 - 1920(м) Уровень цемента за колонной 81 - 1920 м Дополнительный подъем цемента (дата) 1. Шахтное направление 5. Техническая колонна Интервал 6. Конструкция хвостовика от до 7. Пробуренный забой 2178 Текущий забой 8. Альтитуда ротора м 1845,7 м 118,3 Фрезерование порта Порт H,м 1840 Искусcтвенный. забой Дата - Уровень цемента (м) Толщина стенки хвостовика, мм Диаметр, мм 0 - 33 0-280 диаметр до, мм Примечание диаметр после, мм дата м 19.05.2023 Геофизика Способ отбивки (инструмент) м 9. Максимальный зенитный угол 23,45 на глубине 435 м Интервалы темпа набора кривизны более 1,5° на 10 290 - 300; 300 - 305; 305 - 310; 310 - 315; 315 - 320; 320 - 325; 325 - 330; 330 - 335; 335 - 340; 340 - 345; 345 - 350; 350 - 355; м 355 - 360; 360 - 365; 365 - 370; 370 - 375; 375 - 380; 380 - 385; 385 - 390; 390 - 395; 395 - 400; 400 - 405; 405 - 410; 410 - 415 10. Расстояние от стола ротора до среза муфты э/колонны 3,3 м 11. Эксплуатационные горизонты и интервалы перфорации: Интервал перфорации Пласт/Горизонт Глубина пласта по вертикали кровля, м подошва,м Дата вскрытия отключения Кол-во отв. Тип перф. Удлинение,м Рпл,атм Дата замера 180 ПКО-102-АТ 46,48 181,00 01.10.2023 D3zv 1774,52 1821,00 1830,00 21.05.2023 C1t 1703,57 1753,00 1758,50 23.08.2020 20.05.2023 Заливка предыдущей перфорации D3zv 1774,52 1821,00 1822,00 05.01.2018 21.08.2020 Заливка предыдущей перфорации D3zv 1781,52 1828,00 1830,00 05.01.2018 21.08.2020 Заливка предыдущей перфорации D3zv 1775,52 1822,00 1828,00 29.08.2015 21.08.2020 Заливка предыдущей перфорации D3fm2 1820,51 1867,00 1879,00 29.10.1980 29.08.2015 Заливка предыдущей перфорации внутренний диаметр ( d шарошечного долота) необсаженной части ствола обсажена мм II. История эксплуатации скважины Начало бурения 10.09.1980 Конец бурения Дата ввода в экспл. 30.03.1981 Способ экспл. Начальный дебит нефти 0,8754 т/сут Первоначальное давление опрессовки э/колонны Максимально допустимое давление на э/колонну Результат предыдущей опрессовки Э/К начальный дебит жидкости 150,0 80,0 атм. атм. 23.10.1980 ЭЦН 19 м3/сут % воды Максимально допустимое давление опрессовки э/колонны Максимально ожидаемое давление на устье Дата опрессовки 80 атм. 94,8 80 атм. 40,0 атм. 19.05.2023 Замечания к эксплуатационному периоду скважины, динамика обводнения, результатов ремонтов, сведения об установленных мостах, ВП, ПРЗ и т. д.: ЦМ на глубине 1840м Назначение скважины: Нефтяные Состояние скважины: отказ Способ эксплуатации: необходимость ДЭС: ЭЦН Перечень проведенных КРС: ПиП. 01.05.2023-26.05.2023 ОПЗ - соляно-кислотная обработка( - 15.01.2018) необходимость глушения: нет да Оборудование скважины Шток сальниковый устьевой колонная головка Арматура устьевая подвесной патрубок Оборудование низа (башмака) лифта НКТ Насос Фильтр Пакер Клапан сливной (сбивной) Клапан обратный СК или ПЭД Кабель Другое оборудование Необходимость замены До ремонта диаметр,мм длина,м дата ввода типоразмер завод-изготовитель типоразмер заводской № Диаметр канавки тип резьбы типоразмер и длина,м завод-изготовитель дата ввода тип завод-изготовитель длина, м типоразмер завод-изготовитель состояние заводской № Нсп, м дата ввода диаметр, мм длина, м Нсп, м типоразмер Состояние завод-изготовитель Н посадки, м дата ввода тип Нсп, м тип Нсп, м Тип/мощность завод-изготовитель N качаний/L хода типоразмер Состояние Длина, м Вид размер/количество Нсп, м Диаметр, мм Карта спуска (планируемое) АУШГН-146 781 АНЛ-65-210 воронка 0,5 ЭЦН 5 - 60-1700 95 1702 07.08.23 ПВМ-122 1770 62ПЭДТ32-117МЭВ5 \ длина, 1-й м КПпБП-120-3x16 Общая длина, м кол-во, шт дата ввода в эксплу-ию 30.07.2019 30.07.2019 30.07.2019 30.07.2019 завод изготовитель До ремонта ШТАНГИ состояние Прежние Прежние Прежние Прежние План Диаметр, мм До ремонта НКТ 60 73 толщина стенки,мм 5,0 5,5 73 5,5 Общая длина, м 520 1182 кол-во, шт 51 115 дата ввода в эксплу-ию 26.05.2023 26.05.2023 завод изготовитель состояние Новые Новые 1780 План III. Состояние скважины к началу ремонта По состоянию на (дата) Деб.жидк. 15 Дата и причина остановки 22.11.2023 отказ м3/сут дебит нефти 0,3 Всего добыто нефти 87009,627 т, Hст 1224 м дата Всего добыто воды 162440,104 т, Ндин 1335 м, Рзатр 98 Исслед. плотн.воды 1,182 г/см3 05.05.2017 1,5 Осложненный фонд атм Pлин. 7 атм АО1, 01.03.2018<BR> Обоснование ремонта ГТМ: перевод под закачку Состояние полир.штока нет Рмкп ( э/к и кондуктором или тех.колонной) 0 нет Влияющие скважины (ППД) : Скв. № 15.09.2023 т/сут,% воды атм. Устройство замера давления (УЗД) отсутствует (да/нет) дата остановки: Скв. № дата остановки: IV. Глушение скважины (согласно плана на глушение) Плотность жидкости глушения : Кол-во циклов пункты набора (2-х кратного запаса ЖГ): 1,18 г/см3 Vжг (общий) 22,17 2 ПНТЖ "Раевка" скв. 311 соленая 1,18 м3 Тип промывки Обратная Примечание : глушение в 2 и более цикла производится при невозможности закачки ЖГ на поглощение в 1 цикл расстояние от скважины до 45 пункта набора, км Доставка жидкости осуществляется на АЦ организацией : Производящей ремонт Расчет жидкости глушения производится согласно МУ Компании № П2--05.01 М-0027 Приготовление и применение жидкостей глушения: , где ρ – расчетная плотность ЖГ, кг/м3; Рпл – пластовое давление, МПа; П – коэффициент безопасности удельного веса ЖГ, Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м. V. Проведенные промыслово-геофизические исследования на скважине (вид исследования, дата проведения, результаты исследований) В т.ч необходимо вносить ИНФОРМАЦИЮ по ГК ЛМ в интервале +/- 50 м от планируемой глубины посадки пакерно-якорного оборудования VI. Характер и описание аварии ( акт о расследовании аварии прилагается) не было VII. Категория ГТМ Перевод под закачку при КРС VIII. Вид и категория ремонта, его шифр КР9-1 Освоение скважины под нагнетание IX. Мероприятия по предотвращению аварий, инцидентов и осложнений:: 2. Ремонт и освоение скважин без остановки соседних скважин (по одной слева и справа) допускается при условии разработки и реализации специальных мероприятий и технических средств, исключающих возможность опасного воздействия на работающие скважины, отраженные в акте (наряд) допуске, выданном мастером ЦДНГ/ЦППД : - установка экранирующих устройств, обеспечивающая защиту устьевого оборудования от механического повреждения падающими предметами (по согласованию с Заказчиком); - остановка станков-качалок на соседних скважинах перед проведением монтажа или демонтажа подъемного агрегата (ответственный - ЦДНГ); - недопущение перекрытия коллекторов соседних скважин при монтаже приемных мостков со стеллажами, соприкосновения труб (НКТ, стальных бурильных труб и др.) с коллекторами и устьевой арматурой соседних скважин (ответственный - ЦТКРС); - обеспечение возможности подъезда техники к работающим скважинам; - ежедневная проверка технического состояния соседних скважин. 3. Обеспечить проведение перед каждым ремонтом ТКРС проведение оценки рисков при СПО труб и АБВ по выпадению труб из элеваторов ЭТА. Обеспечить прием/передачу вахт старшими вахт с информированием об износе элементов элеватора, замене вставок элеватора при переходе на другой типоразмер труб и ревизии элеваторов ЭТА; При проведении подъема труб в зимний период и СПО запарафиненных НКТ после подъема каждых 20 труб проводить очистку элеватора ЭТА; Установку/отвод трубы на устье/с устья при спуске/подъеме труб производить с помощью специальных приспособлений (крючков), обеспечивающих нахождение работника не под трубой, а в стороне от плоскости возможного падения трубы; Исключить проведение СПО бурильщиками (машинистами подъемного агрегата) при нахождении пом.бурильщиков (операторов ТРС) в опасной зоне. 4. Движение транспортных средств осуществлять согласно схемы маршрута передвижения специальной техники по площадке скважины в присутствии ответственного лица 5. Производить опрессовку трубных плашек ПВО с СПО тех.пакера на гл.10м на давление 40.0атм на максимально ожидаемое давление на устье + 10 % (для освоения), но не выше максимально допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны с выдержкой в течении 30мин и составлением акта на опрессовку ПВО (согласно плана мероприятий по результатам расследования и анализа происшествия №186-II-НС-28.02.2020) 6. Обеспечить проведение замены плашек спайдера в стороне от устья скважины (подвеску НКТ в процессе замены устанавливать на двухштропный элеватор, при отсутствии труб в скважине герметизировать устье с помощью глухих плашек превентора). 7. Производить проверку соосности талевого блока с устьем скважины через каждые 300 м спущенных НКТ при спуске ЭЦН. При перерывах в работах при спуске ЭЦН вести постоянный контроль за скважиной 8.Провести инструктаж по технологическим регламентам на операции, запланированные в данном плане работ. Запретить использование плашек превенторов при проведении спускоподъемных технологических операций (удержание на весу подвески труб плашками не допускать) (Инструкция БНД № П1-01.05 И-0136ЮЛ-305). 10.Мастеру бригады – запретить бурильщикам оставлять устье скважины незагерметизированным независимо от продолжительности перерывов в работе. 11.Проводить работу по монтажу подъемного агрегата в соответствии с Технологической инструкцией № П2-05.01 ТИ-0001 версия 3.00.Обеспечить выполнение работ по глушению скважины и монтажу подъемного агрегата в соответствии с требованиями правил и ЛНД Заказчика. Осуществлять движение транспортных средств в соответствии с требованиями нормативно - правовых и инструктивно методических документов при наличии схемы маршрута передвижения специальной техники в присутствии ответственного лица, назначенного из числа членов бригады (регулировщика передвижения по площадке скважины). Внутренним распоряжением назначить ответственное лицо из числа членов бригады (регулировщика передвижения по площадке скважины). Во время монтажа/демонтажа подъемного агрегата определять опасную зону размером периметра установки ветровых оттяжек верхней секции мачты подъемного агрегата плюс пять метров. Въезд/выезд на территорию опасной зоны обозначить предупредительным знаком «СТОЙ опасная зона», преграждающим свободный въезд. Во время монтажа/демонтажа подъемного агрегата запретить нахождение и передвижение транспортных средств в опасной зоне. 12.Все операции при производстве выполнять в соответствии с Технологическими инструкциями компании, ПБ в нефтяной и газовой промышленности (Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N534 и действует с 1.01.2020 до 1.01.2027года). 13.При всех работах не допускать утечек рабочей, пластовой жидкости и жидкости глушения. В случае пропуска, разлива, немедленно производить зачистку территории. 14.Все работы вести с соблюдением всеми работниками требований норм и правил охраны труда, пожарной, промышленной и противофонтанной безопасностей. Меры по предупреждению НГВП: 1. Заменить объем в скважине на воду рассчетного уд.веса согласно листа глушения (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ). (за исключением случаев, когда скважина входит в перечень скважин, не требующих глушения); 2. После оборудования устья скважины превентором провести практическое обучение с КАЖДЫМ СОСТАВОМ ВАХТЫ бригады согласно п.454 ПБНГП. Проверить готовность и работоспособность ПВО; -Обеспечить своевременный перевод скважин на технологические жидкости с уточнением плотности при проведении фонтаноопасных технологических операций с возможным ГНВП: перед/до ПВР; ОПЗ; после ГРП - убедиться в исправности оборудования для долива, а также уровнемера на емкости - при комбинированной колонне труб иметь запорную компоновку с навернутым переводником под спускаемый инструмент; - убедиться в исправности оборудования для долива, а также уровнемера на емкости; - при комбинированной колонне труб иметь запорную компоновку с навернутым переводником под спускаемый инструмент; - при бурении или промывке контролировать уровень промывочной жидкости в приемных емкостях, контролировать давление на насосах и их производительность, параметры промывочной жидкости; - учебные тревоги проводить согласно утвержденного графика путём теоретического опроса, практической отработки действий по герметизации устья с последующим разбором действий каждого работника смены (вахты); - противопожарное оборудование, СИЗ должно находится на своих штатных местах, в исправном состоянии и готовыми к применению; - проверку превентора, (открытие/закрытие) выполнять ежесменно с занесением результатов в журнал проверки противовыбросового оборудования; - обеспечить наличие герметизирующих устройств, вставок при расхаживании инструмента, запрещено расхаживание инструмента при закрытых плашках превентора; - при отрицательных температурах окружающей среды обеспечить подогрев емкости долива и ПВО 3. При СПО производить долив тех жидкости согласно тарировочной таблицы с записью в журнале. Ёмкость долива скв. должна быть обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скв. или принудительный долив с использованием насоса. вовремя СПО через 10 труб производить контроль доливаемой (вытесняемой) жидкости и сравнение его с расчетным - при разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб более 0,2 м3 подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные оперативной частью ПЛА - подъем труб при наличии сифона или поршневания запрещается. При невозможности устранить сифон подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора; 4.Контроль воздушной среды КВС проводить имеющимся в наличии в бригаде капитального, текущего ремонта скважин газоанализатором на H2S и углеводороды нефти (АНКАТ 7664М, Мульгазсенс) . В случае превышения ПДК загерметизировать устье с применением соответствующих фильтрующих противогазов, типа КД, БКФ или ДОТ и БРИЗ) согласно ПЛА. Результаты замеров заносить в журнал КВС. 5. Оборудовать устье скважины согласно по схеме № 2, утвержденной главным инженером ООО "Ойл-сервис от 14.10.2021г, согласно схемы обвязки устья скважин на месторождениях ООО Башнефть-Добыча превенторной установкой при капитальном, текущем ремонте, освоении для скважин, соответствующей категории по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений 6. При расстановки оборудования бригады КРС не загромождать доступ к соседним скважинам. При перерывах в работе осуществлять герметизацию устья скважины ПВО. 7. При перерывах и остановках в процессе освоения и ремонта устье скважины должно быть герметизировано с установкой манометра на трубное и затрубное пространство. При работах при СПО ЭЦН вести постоянный контроль за скважиной. 8. Обеспечить запас жидкости для постоянного долива в процессе подъема НКТ в объёме не менее 10 м3. 9. Принять меры по охране окружающей среды. для исключения загрязнения окружающей среды технологическими жидкостям, использовать металлические емкости. Промывочные жидкости, тампонажные материалы транспортировать в закрытых емкостях и контейнерах, сыпучие материалы в закрытой упаковке. 10. На скважине необходимо иметь: СИЗОД от сероводорода и углеводородов нефти, газоанализаторы для сероводорода и углеводородных газов, предохранительный пояс, диэлектрические перчатки, защитные очки, мед.аптечку, искробезопасный инструмент, средства пожаротушения согласно перечня, схемы коммуникаций, расстановки оборудования и путей эвакуации людей, двухстороннюю радиосвязь или сотовую связь с диспетчером цеха. 11. Во исполнение п.8 протокола № 03-18-03/22-РиД совещания с руководителями производственных подразделений и Обществ блока РиД в мероприятия по предупреждению ГНВП обеспечить обязательное проведение инструктажей по предупреждению и ликвидации ГНВП и открытых фонтанов с каждой вахтой. 12. По окончанию работ по освоению и ремонту, оставшиеся технологические жидкости вывезти, загрязненные нефтью и хим. реагентами участки вокруг скважины очистить, бытовой и производственный мусор вывезти в места указанных Заказчиком. 13. Во исполнеие требований завода изготовителя превентора необходимо в зимний период перед началом работ производить контрольное открытие-закрытие плашек превентора (шиберной пластины) для удаления намерзшей жидкости на внутреннй поверхности проходного превентора ежесменно. Примечания о недопустимости нецелевого расхода ТЖГ: - необоснованный вывоз и сдача неотработанной ТЖГ в ПСЖ; - повторные заявки на завоз ТЖГ рассматриваются только после обоснования необходимости сдачи в утилизацию отработанной ТЖГ по таким параметрам как снижение плотности более 0,03г/см3, высокая концентрация НСЖ (фото, акт составленный с мастером ЦДНГ или представителем супервайзерской службы). Повторные заявки согласовывают специалисты ПТО РДНГ с ОСТ; - работы с ТЖГ допустимы только с установленными/исправными сетчатыми фильтрами на чистых промывочных емкостях; - после свабирования/ОПЗ на пакере, глушение ТЖГ производить в НКТ на поглощение, до срыва пакера, в объеме НКТ+объем от башмака НКТ до ВДП; - на глушение скважин, оборудованных пакерами (нефт.фонд), заявленный объем ТЖГ не должен превышать объема НКТ+объема от башмака НКТ до ВДП (после срыва пакера, плотность ЖГ согласовывается дополнительно по результатам Ризб). В таком случае дополнительная заявка обосновывается специалистами ПТО РДНГ с предоставлением расчета на текущие параметры в ОСТ; - не допускать проведение работ с поглощением ТЖГ; - не допускать насыщение скважин ТЖГ, перед определением Q, более 5м3; - не допускать насыщение скважин ТЖГ при работе ГИС под закачкой, при окончании ремонта, на спущенном фондовом оборудовании; - не допускать работы ТЖГ до приобщения интервала, по которому планируется работа ТЖГ; - не допускать продолжение работ ТЖГ после подтвержденного, положительного результата опрессовки отключенного эксплуатационного интервала. Допускается разбавить до плотности не менее 1,35г/см3 и передать по акту приема-передачи в другую бригаду; - после окончания ремонта, остатки ТЖГ допускается разбавить до плотности не менее 1,35г/см3 и передать по акту приема-передачи в другую бригаду; - не допускать сдачу неиспользованного остатка ТЖГ в ПСЖ после окончания ремонта; - рекомендуется обязательная разрядка скважин на тех.ёмкость после проведения ГРП (в т.ч. К(П)ГРП, МС ГРП ) в объёме не менее 20м3 с фиксацией объёма и плотности в присутствии супервайзера. IX. Мероприятия по определению безопасного статического уровня На скважинах с АНПД и большим поглощением пласта, по окончании глушения (промывки) тех отстой не производится, замер КВУ проводится в течении часа с интервалом 15 минут. По результатам замеров принимается решение об продолжении отбивки уровня в скважине, для определения снижения уровня до критической глубины за промежуток времени, и объема долива в скважину. На скважинах с АНПД или высоким газовым фактором более 200 м3/т, с целью недопущения ГНВП перед спуском УЭЦН проводит снятие КВУ в течение часа с интервалом 15 минут, для определения стабильности статического уровня в скважине. Если уровень не стабилен, добиться его стабилизации регулированием объема долива в скважину. При не стабильном уровне в скважине, монтаж УЭЦН не начинать. В интервалах продуктивных горизонтов, с использованием корпусных перфораторов, спускаемых на НКТ, перед инициацией перфоратора необходимо произвести отбивку статического уровня в скважине. После инициации перфоратора произвести снятие КВУ в течение часа с интервалом 15 минут. После стабилизации уровня, определиться в необходимости глушения скважины перед подъемом перфоратора. При подъеме уровня в скважине и образовании избыточного давления на устье, выполнить замер пластового давления или вычислить его расчетным методом. На основании величины пластового давления выполнить расчет плотности жидкости глушения и произвести глушение. Qж = 60 м3/сут X. Ожидаемые показатели после ремонта: Рзак (Нагнет) 80 атм Порядок работы Наименование работ Ответственный Нормы времени мин/час. Мастер КРС, предстль Заказчика. 0.5 Предст-тель Заказчика, мастер КРС 0.5 0.75 1 Начальнику смены ЦТКРС, вызвать телефонограммой представителя Заказчика для оформления АКТа приёма-передачи скважины в ремонт. Совместно с представителем Заказчика оформить схему расстановки оборудования при КРС с обязательной подписью представителя Заказчика на схеме. 2 Принять скважину в ремонт у Заказчика с составлением АКТа. Переезд бригады. Подготовительные работы к КРС. Определить технологические точки откачки жидкости у Заказчика согласно Договора. 3 Перед началом работ по освоению, капитальному и текущему ремонту скважин бригада должна быть ознакомлена с возможными осложнениями и авариямив процессе работ, планом локализации и ликвидации аварии (ПЛА) и планом работ. С работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ, связанных с применением новых технических устройств и технологий с соответствующим оформлением в журнал инструктажей на рабочем месте Мастер КРС 4 При подъеме труб из скважины производить долив тех. жидкостью Y- 1.18г/см3 . Долив скважины должен быть равен объему извлекаемого металла.По мере расхода жидкости из ёмкости, производить своевременное её заполнение. При всех технологических спусках НКТ 73мм х 5,5мм и 60мм х 5мм производить контрольный замер и отбраковку + шаблонирование шаблоном d=59,6мм и 47,9мм соответственно. Мастер КРС. 5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРОИЗВОДИТЬ НА ТЕХ ЖИДКОСТИ УД. ВЕСОМ РАВНОЙ 1.18г/см3 6 Замерить Ризб. При наличии избыточного давления произвести замер Ризб и уд.вес жидкости излива, по результату замеру произвести перерасчет и корректировку удельного веса тех.жидкости Мастер КРС. 0.5 7 Согласно инструкции ООО Башнефть-Добыча ПЗ-05 И-102089Ю ЮЛ-305 версия 2 п. 9.1.9 при отсутствии избыточного давления и наличии риска поглощения жидкости глушения. произвести замер статического уровня силами ЦДНГ перед началом работ и в процессе ремонта (с периодичностью определяемой ответственным руководителем работ, по согласованию с представителем Заказчика Результаты замеров статического уровня фиксировать в вахтовом журнале и передавать в сводке При изменении уровня в скважине от первоначально замеренного на 100м и более метров в сторону уменьшения или возрастания, необходимо скорректировать объем долива идобиться стабилизации уровня в скважине. Если по данным замера уровень в скважине растет, необходимо выполнить повторноеглушение скважины, сделав перерасчет плотности жидкости глушения в соответствии суточненными геологической службой данными по пластовому давлению. Мастер КРС. 1.5 8 Опрессовать ГНО на Р=50атм в течении 30мин в присутствии представителя ЦДНГ. Составить акт. (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ) ПРИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ НКТ ПОДЪЕМ ВЕСТИ С КАЛИБРОВКОЙ Мастер КРС представитель Заказчика 0.7 9 Сбить сбивной клапан. Произвести глушение скважины обратной промывкой в объеме 23.1м3 тех жидкостью уд.весом 1.18г/см3 на циркуляцию в следующим алгоритме: Произвести закачку в затрубное пространство тех жидкости в объеме 23.6м3 на циркуляцию. Закрыть трубное пространство. Произвести закачку на поглощение не более 80.0атм тех жидкости в объеме -0.5м3. Закрыть скважину на стабилизацию не менее 2 часов. (согласовать глушение в коллектор, в случае отсутствия на желобную емкость Мастер КРС, представ заказчика 3.2 10 Вести контроль плотности на выходе в конце глушения. В случае отсутствия на последнем кубе глушения жидкости уд.веса равной удельному весу ЖГ, дальнейшие промывки и удельный вес жидкостей промывок согласовать с Заказчиком, при наличии Ризб - произвести замер, перерасчет ЖГ и повторное глушение с корректировкой удельного веса жидкости глушения. В СЛУЧАЕ ОТСУТСТВИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИНЫ, А ТАКЖЕ ПРИ ГАЗОВОМ ФАКТОРЕ БОЛЕЕ 200м3/сут ПРОИЗВЕСТИ ЗАМЕР СТАТИЧЕСКОГО УРОВНЯ В ТЕЧЕНИИ ЧАСА С ОТБИВКОЙ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ С ИНТЕРВАЛОМ 15 МИНУТ.ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЗАМЕРОВ ПРИНИМАЕТСЯ РЕШЕНИЕ ОБ ПРОДОЛЖЕНИИ ОТБИВКИ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ ДО КРИТИЧЕСКОЙ ГЛУБИНЫ ЗА ПРОМЕЖУТОК ВРЕМЕНИ. Мастер КРС 11 Установить подъёмный агрегат на устье не менее 40т. Пусковой комиссией составить акт готовности подьемного агрегата и бригады для проведения ремонта скважины.ПРИМЕЧАНИЕ: ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПОДЪЕМНОГО АГРЕТАТА АПРС-50, А5-40, АПРС-50 ДОПУСКАЕТСЯ РАБОТА БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ ВЕТРОВЫХ ОТТЯЖЕК ПРИ НАГРУЗКАХ НЕ БОЛЕЕ 25ТН. ПРИ НЕОБХОДИМОСТИ УВЕЛИЧЕНИЯ НАГРУЗКИ ТРЕБУЕТСЯ ОСНАСТИТЬ ПОДЪЕМНЫЙ АГРЕГАТ ВЕТРОВЫМИ ОТТЯЖКАМИ. ПРИ ЭТОМ МАКСИМАЛЬНУЮ НАГРУЗКА НЕ ДОЛЖНА ПРЕВЫШАТЬ 80% ОТ СТРАГИВАЮЩЕЙ НАГРУЗКИ НА НКТ.ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПОДЬЕМНОГО АГРЕГАТА УПА-60/80, БАРС, А-50, АПР 60/80 РАБОТАТЬ ТОЛЬКО С ПРИМЕНЕНИЕМ ОТТЯЖЕК МАКСИМАЛЬНУЮ НАГРУЗКА НЕ ДОЛЖНА ПРЕВЫШАТЬ 80% ОТ СТРАГИВАЮЩЕЙ НАГРУЗКИ НА НКТ. . После монтажа подъёмника якоря ветровых оттяжек должны быть испытаны на нагрузки, установленные инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя в присутствии супервайзера Заказчика. Составить акт готовности подъемного агрегата. Пусковой комиссией составить акт готовности подьемного агрегата и бригады для проведения ремонта скважины. Дальнейшие работы продолжить после проведения пусковой комиссии заполнения пусковой документации. Мастер КРС представитель Заказчика, пусков. Ком. 4.2 12 Разобрать устьевое оборудование. Сорвать планшайбу в присутствии представителя ЦДНГ, с составлением акта. При срыве нагрузка не должна превышать предельно допустимую нагрузку на НКТ не более 17.7т. (вес подвески (14.8т) + 20%). ПРИМЕЧАНИЕ: При отрицательном результате согласовать с УСРСиСТ ступенчатое увеличение нагрузки до 28т ( страг нагрузка НКТ по паспорту), по 3 т – 0,5 час , при необходимости с противодавлением в НКТ (время на прибытие СТП ЦА 320 + АЦ не более 4 часов). Общие время на расхаживание - не более 6 часов, через 5 часов с момента расхаживания пакера - выйти с согласование на УСРСиСТ, ПТО Региона - для составления алгоритма последующих работ. Мастер КРС представитель Заказчика 1.5 13 За 24 часа до готовности вызвать пусковую комиссию Мастер КРС 14 Заглубить оставшийся кабель в скважину на 1-3 технологических НКТУстановить ПВО по схеме №2 утвержденной главным инженером ООО "Ойл-сервис" от 14.10.2021г (тип плашечный сдвоенный ПШП-2ФТ-152х21) и посадить пакер. Спустить пакер на глубину 10м. Опрессовать ПВО (трубные плашки превентора) и линии манифольда до концевых задвижек на Р-40.0атм (на максимально ожидаемое давление на устье, но не выше максимально допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны в течении 30мин), сорвать пакер. В случае невозможности опрессовки по результатам определения приемистости и по согласованию с заказчиком опрессовать трубные плашки ПВО на давление поглощения, но не менее 30атм. Мастер КРС, представ-ли Заказчика 15 Опрессовку ПВО проводить после каждого монтажа. (ОПРЕССОВКУ ПВО ЗАФИКСИРОВАТЬ В ВАХТОВОМ ЖУРНАЛЕ). 16 Мастеру бригады КРС осуществлять входной контроль за плотностью ввозимой жидкости глушения и промывки с записью удельного веса в вахтовом журнале. 17 Провести практическое обучение вахт по сигналу ВЫБРОС. 18 Поднять ЭЦН 5 - 60-1700 на НКТ60, 73мм с глубины 1702.0м на поверхность с замером, накручиванием колпачков с доливом скважины тех.жидкостью уд. весом 1.18г/см3 в объеме 1.9м3 с контролем АСПО на стенках НКТ. 19 По результатам подъема провести ревизию НКТ в присутствии представителя ЦДНГ. В случае обнаружения дефекта НКТ, вызвать представителя ЦДНГ, составить акт. На Отказные НКТ закрепить бирку " на расследование", сдать в ООО "РНРемонт НПО" отдельно, с пометкой в БНД-25 "на расследование". Произвести Фотофиксацию отказных элементов, БНД-25. Фото предоставить в технологический отдел В течение 24 часов после подъема согласовать с ЦДНГ необходимость замены, пропарки, промывки ГНО, технологию опрессовки НКТ согласовать с ПТО 2.17 1.2 Мастер КРС 9.79 Мастер КРС, представитель Заказчика 0.5 20 Опрессовать глухие плашки превентора на максимально ожидаемое давление 40.0атм, но не выше максимально допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны с выдержкой в течении 30 минут,в случае невозможности опрессовки по результатам определения приемистости и по согласованию с заказчиком опрессовать глухие плашки ПВО на давление поглощения, но не менее 30атм и с составлением акта на опрессовку ПВО с представителем Заказчика. Мастер КРС 21 Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. В скважинах набором кривизны более 1,5 градуса на 10 м скорость спуска (подъёма) не должна превышать 0,1 м/с в интервалах искривления. Произвести визуальный осмотр колонной муфты и ниппеля колонного патрубка, отревизировать переводники. При отбраковке дать заявку в цех Заказчика на замену. Составить акт (при изменении альтитуды муфты э/колонны указать в акте). Мастер КРС 22 В СЛУЧАЕ ВЫНУЖДЕННОГО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОГО ПРОСТОЯ ПО ЗАВОЗУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ИЛИ ФОНДОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ В СКВАЖИНУ НЕОБХОДИМО СПУСКАТЬ ПРОТИВОФОНТАННЫЙ ЛИФТ ДЛИНОЙ 300м. 23 Спустить перо + шаблон-114мм L-2м + НКТ73мм 32м + СКМ-146 +10м НКТ73мм + шаблон-124мм L-4м на НКТ73мм (СКМ-146 до Н=1811м,шаблон-124мм до гл.1801м) с замером, шаблонированием НКТ. (При СПО первых десяти НКТ на спайдере дополнительно устанавливать элеватор ЭХЛ) 24 0.67 Мастер КРС представитель Заказчика мастер КРС 8.47 Произвести скреперование э/к в интервале 1731 - 1811м обратной промывкой и проработкой 5 раз каждого наращивания. Работы производить согласно сборника технологических регламентов и инструкций в присутствии представителя Заказчика. Допустить низ НКТ до гл. 1845.7м, шаблон-124мм до глубины 1801м. Составить акт. (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ). Мастер КРС, представитель УСРСиСТ 2.91 25 По результатам ревизии ГНО, в случае наличия отложений АСПО: Очистить колонну от АСПО растворителем - 2м3. При открытом затрубном пространстве закачать в трубное пространство растворитель в объеме 2м3, продавить в трубное пространство тех.жидкостью в объеме 5.5м3. Приподнять. Закрыть трубное и затрубное пространство. Реагирование 2 часа. Мастер КРС, предст. заказчика 4 26 Промыть скважину круговой циркуляцией тех жидкостью уд.весом 1.18г/см3 при расходе жидкости 6-8 л/сек в присутствии представителя Заказчика в объеме 36.7м3 ПРИ ПРОМЫВКЕ НЕ ПРЕВЫШАТЬ ДАВЛЕНИЕ 80.0АТМ, ДОПУСТИМАЯ ОСЕВАЯ НАГРУЗКА НА ИНСТРУМЕНТ: 0,5-1,0 ТН Мастер КРС, представитель ЦДНГ 1.69 27 При необходимости нормализовать забой обратной промывкой тех жидкостью уд.весом 1.18г/см3 до глубины 1845.7м. Мастер КРС 28 Поднять перо + шаблон-114мм L-2м + НКТ73мм 32м + СКМ-146 +10м НКТ73мм + шаблон-124мм L-4м на НКТ73мм с глубины 1845.7м с доливом скважины в объеме 2.1м3 тех. жидкостью уд.весом 1.18г/см3 Мастер КРС 29 ПРИМЕЧАНИЕ №1: При непрохождении шаблона d=124мм предусмотреть СПО забойного двигателя с райбером d=125мм, 123мм, 121мм, 119мм на ТНКТ под проработку в интервале посадки инструмента с допуском до гл.1845.7м с последующим СПО шаблона 124мм на ТНКТ под промывку скважины (по согласованию Заказчиком). Подъем райбера (шаблона 124мм) на ТНКТ с гл. 1845.7м вести с доливом скважины до устья т/ж удел.весом 1.18г/см3 в объеме 2.1м3 Мастер КРС 30 ПРИМЕЧАНИЕ №2: При отсутствия планового текущего забоя произвести СПО забойного двигателя с долотом 124; 122; 120мм фрезера-124мм, райбера-125мм и другого оборудования и инструмента, (при необходимости ловильного), при необходимости на СБТ для восстановления проходимости ствола и забоя скважины с применением мех.ротора, до текущего забоя с последующей нормализацией до планового текущего забоя. Подъем долота с забойным двигателем на ТНКТ с гл.1845.7м вести с доливом скважины до устья т/ж удел.весом 1.18г/см3 в объеме 2.1м3 Мастер КРС 31 ПРИМЕЧАНИЕ №3: В случае отсутствия проходки более 4 часов при нормализации забоя по примечанию №2 произвести СПО МЛ с последующим СПО торцевой печати. Подъем компоновки на ТНКТ с гл.1845.7м вести с доливом скважины до устья т/ж удел.весом с доливом cскважины до устья т/ж удел.весом 1.18г/см3 в объеме 2.1м3 Мастер КРС 32 Примечание №4: В случае отсутствия циркуляции при нормализации забоя произвести СПО КОТ-50 или КОС до планового текущего забоя. СПО КОТ-50 или КОС повторить до полной нормализации. При жесткой посадке КОТ-50 или КОС произвести взрыхление с СПО забойного двигателя с долотом . Подъем компоновки на ТНКТ с гл.1845.7м вести с доливом скважины до устья т/ж удел.весом 1.18г/см3 в объеме 2.1м3 Мастер КРС 33 Примечание №5: В случае необходимости по результатам восстановления проходимости экплуатационной колонны по согласованию с УСРСиСТ произвести СПО пера под промывку скважины до планового текущего забоя на проходимость. Подъем компоновки на ТНКТ с гл.1845.7м вести с доливом скважины до устья т/ж удел.весом 1.18г/см3 в объеме 2.1м3 Мастер КРС 34 Спустить Заглушку + щелевой фильтр + НКТ73м 29.0м + пакер ПРО-ЯМО-122мм (либо аналог) для ЭК 146.0мм х 8.0мм + НКТ 10м + сбивной клапан с ввертышем на НКТ73мм до глубины 1801.0м, воронкой до 1830.0м с замером, шаблонированием шаблоном. Произвести пробную посадку на глубине 50м мастер КРС 8.33 35 Посадить пакер на глубине 1801.0м мастер КРС 0.5 36 Опрессовать эксплуатационную колонну в интервале 1801.0-0м на Р=80.0атм в течение 30 минут в присутствии представителя заказчика, составить акт. (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ) мастер КРС, предст. заказчика 1.41 37 Произвести срыв пакера с поэтапным увеличением нагрузки на 3-4т выше веса НКТ в течении 30мин и с выдержкой 1ч для возврата резиновых элементов в исходное положение. мастер КРС 0.7 38 В случае негерметичности э/к, по согласованию с заказчиком произвести ОТСЭК для определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны с точностью до одного НКТ или запись РГД, ВЧТ с целью определения места нарушения в присутствии представителя заказчика, составить акт. Определить приемистость НЭК. мастер КРС 7.62 39 Произвести солянокислотную обработку D3zv в объеме 18.0м3 (HCl - 15.0 %) в присутствии представителя Заказчика с составлением акта, не превышая давления закачки не более Р=80.0атм. (для приготовления соляной кислоты в объеме 18.0м3 - 15.0% необходимо замешать 12.6т HCL 24% и пресной воды 5.4м3) Согласовать с Заказчиком проведение кислотной обработки силами ООО Крезол. ОБЕСПЕЧИТЬ НАЛИЧИЕ У СОСТАВА ВАХТЫ И СИЗ ПРИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ мастер КРС, УСРСиСТ 40 Закачать кислоту в объеме V=5.5м3 (внутренний объем НКТ) мастер КРС 41 посадить пакер на глубине 1801.0м мастер КРС 42 продавить кислоту оставшейся кислотой в объеме 12.5м3 и тех жидкостью в объеме 6.0м3 при давлении не более 80.0атм. Увеличение давления согласовать с заказчиком мастер КРС 43 реагирование 2 часа. мастер КРС 2 44 Произвести срыв пакера с поэтапным увеличением нагрузки на 3-4т выше веса НКТ в течении 30мин и с выдержкой 1ч для возврата резиновых элементов в исходное положение. мастер КРС 0.7 45 Допустить пакер до глубины 1816м. (на 5м выше кровли интервала перфорации), низ НКТ до глубины 1845.0м) Промыть скважину обратной промывкой по круговой циркуляции жидкостью уд.весом 1.18г/см3 при расходе жидкости не менее 6-8 л/сек в объеме не менее 36.4м3 в присутствии представителя заказчика ДО ЧИСТОЙ ВОДЫ. мастер КРС 1.29 46 Посадить пакер на 1801.0м. Произвести насыщение скважины до стабилизации давления закачки не менее 5м3. Опробовать пласт D3zv на приемистость в трех режимах при Р=70, 80, 90атм в присутствии представителя ЦДНГ. Составить акт. (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ). В СЛУЧАЕ ПРИЕМИСТОСТИ НИЖЕ 60м3/сут при давлении 80атм ДАЛЬНЕЙШИЕ РАБОТЫ СОГЛАСОВАТЬ С ЗАКАЗЧИКОМ мастер КРС 1.94 47 Поднять компоновку на НКТ с доливом скважины в объеме 2.0м3 удельным весом 1.18г/см3 48 За 48 часов до спуска запросить КАРТУ спуска на ГНО и заказать оборудование согласно карты спуска. 8 мастер КРС 7.44 Мастер КРС, предст. заказчика 0,5 49 Заменить технологические НКТ на опрессованные эксплуатационные НКТ. Заменить подвесной патрубок на сертифицированный. Для опрессовки фондовых НКТ необходимо заявить в ЦДНГ за 24 часа клапан А-КСШ-89-48-30. По согласованию с ТС и ГС настроить клапан А-КСШ-89-48-30 на необходимое давление (1,5 кратное от планируемого давления закачки) открытия путем регулирования количества срезных винтов. мастер КРС 1.2 50 Спустить подземное оборудование согласно расчету и карте спуска ЦДНГ НКТ73мм - 1780.0м, мм с пакером ПВМ-122 на глубину 1770.0м, воронку на глубину 1780.0м. НКТ прошаблонировать для проведения ГИС. мастер КРС 8.27 51 Демонтировать превентор. Посадить пакер на глубине 1770.0м. Отревизировать и ориентировать планшайбу для проведения ГИС. Заменить и установить устьевую арматуру для ППД. Обвязать с нагнетательной линией. мастер КРС 1.25 52 Опрессовать эксплуатационную колонну в интервале 1770.0-0м на Р=80.0атм в течение 30 минут в присутствии представителя заказчика, составить акт. (Вызов представителя осуществлять телефонограммой за 12 часов, с подтверждением за 2 часа до начала работ) мастер КРС, предст. заказчика 0.67 53 ОВТР 10ч мастер КРС 10 54 Вызвать геофизическую партию. Заявку оформить за 16 часов через ЦИТС "Ойл-сервис". Составить акт готовности скважины и передать его начальнику партии. При необходимости подготовить площадку напротив мостков для постановки партии ГИС. мастер КРС 0,5 56 Произвести запись по техкарте 2.3.2: определение профиля приемистости и оценку технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ при закачке не менее 80атм при открытой затрубной задвижке Мастер КРС, подрядчик по ГИС 20 57 Интерпретация данных ГИС по согласованию с "Заказчиком" мастер КРС, подрядчик по ГИС 8 58 Все работы производить с соблюдением т/б и технологии согласно утвержденному плану. Демонтировать подьемный агрегат и оборудование. Пустить скважину в работу. мастер КРС 8.5 59 При всех работах не допускать утечек пластовой жидкости и жидкости глушения. В случае пропуска, разлива, немедленно производить зачистку территории. мастер КРС 1 60 Произвести заключительные работы после ремонта скважины. мастер КРС 1 61 Сдать скважину представителю ЦДНГ. Мастер КРС, предст. заказчика 1 ИТОГО: 148,06 Герметизация , разгерметизация устья скважины 2,4 Заправка ДВС 0,8 ПЗР в начале и конце смены с заполнением вахтового журнала 3,9 Непредвиденные работы : 1,1 ВСЕГО : 155,4 Примечания: В соответствии с регламентом на производство КРС – заблаговременно подавать заявки на необходимое оборудование, а так же вызывать представителя Заказчика на геофизические работы, ПВР, установку пакера, срыв планшайбы, опрессовку колонны и другие технологические операции, прием скважины в ремонт и сдача из ремонта. ПРИМЕЧАНИЕ: При незначительных изменениях в плане работ (изменении компоновки подземного оборудования, объемов закачки и т.д.) и доп. работах в виде единичных СПО, технол.операций и др. возможна работа без доп. плана - по письму Заказчика. поглощения жидкости не допускать Ответственный за соблюдением и создание безопасных условий работ – мастера КPС "_____"__________________ План работ составил Ведущий геолог Ойл-сервис 2023г. /И.М. Зуфаров/ дата подписания Начальник ЦТКРС ООО " Ойл-Сервис" М.К.Алиев дата подписания Согласовано: Руководитель Сектора разработки ИГМ ОРМ УРМ ООО "БНД" "___"___________ И.М. Рахматуллин дата подписания "___"___________ Р.В. Абросимов дата подписания "___"___________ Р.Р. Кинзябаев дата подписания Ведущий инженер ПТО УДНГ ИР ООО "БНД" Менеджер ОС ТКРC УСРСиСТ ООО "БНД". Замечания: 1. 2. 3. 4. 5. ________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________ Проинструктированы, с планом работ ознакомлены: Мастер бригады Инструктаж провел мастер бригады ООО "Ойл-Сервис" Мастер бригады Бурильщик ООО "Ойл-Сервис" _____________________Бурильщик ООО "Ойл-Сервис"________________________ Пом.бур-ка ООО "Ойл-Сервис" _____________________Пом.бур-ка ООО "Ойл-Сервис"_______________________ Пом.бур-ка ООО "Ойл-Сервис" _____________________Пом.бур-ка ООО "Ойл-Сервис"_______________________ Машинист _____________________ Машинист ________________________ подпись
