Капітальний ремонт, освоєння та випробовування свердловин повинні проводитися за планом, який затверджено головним інженером нафтогазовидобувного або бурового підприємства і погоджено з головним геологом, із зазначенням у плані персонально відповідального інженерно-технічного працівника.

Розвідувальні свердловини на нафтових і газових родовищах освоюються після обладнання гирла свердловини фонтанною арматурою. Фонтанна свердловина повинна освоюватися тільки після встановлення фонтанної арматури, робочий тиск якої повинен відповідати максимальному тиску, очікуваному на гирлі під час експлуатації свердловини.

У разі необхідності глушіння свердловини в процесі її освоєння і під час випробовування повинен бути приготований свіжий обважнений розчин у кількості не менше двох об’ємів свердловини. Розчин у процесі освоєння або випробовування свердловини повинен періодично перемішуватися.

Перед перфорацією колони на хрестовину або фланець колони повинна бути встановлена противикидна засувка, яка до цього ретельно перевірена і опресована на тиск, який дорівнює пробному тискові фонтанної арматури. Після встановлення засувки і хрестовини їх необхідно знову опресувати на тиск, що не перевищує допустимого для даної експлуатаційної колони. Результат випробовування оформляється актом. Установлена на гирлі свердловини противикидна засувка повинна мати позначки “Відкрито”, “Закрито”. Штурвал засувки повинен бути виведений убік від викидних ліній, розташований на відстані не менше 10м від свердловини і обгороджений щитом з навісом.

До початку робіт з освоєння свердловини біля фонтанної араматури (а також для подальшого обслуговування арматури) повинен бути установлений стаціонарний або пересувний майданчик з драбиною та поруччям. Під час освоєння фонтанної свердловини опускати і піднімати насосно-компресорні труби дозволяється тільки за наявності біля свердловини засувки з перевідною котушкою і патрубком відповідно до максимального тиску, очікуваному на гирлі свердловини. У випадку нафтогазопроявів у свердловині, а також аварійного відключення освітлення в нічний час під час опускання або піднімання труб слід негайно встановити на гирлі вказану вище засувку і припинити подальші роботи.

Під час освоєння свердловин у нічний час повинна бути забезпечена освітленість робочих місць у відповідності з установленими нормами. Світильники, які встановлені біля гирла свердловини, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.

Обв’язка гирла фонтанної свердловини, її комунікації (ємності, амбари та ін.) повинні бути підготовлені до приймання продукції свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони.

У процесі освоєння свердловин промиванням рідиною, способом аерації рідини, а також шляхом нагнітання газу чи стиснутого повітря на нагнітальній лінії, повітропроводі і газопроводі повинні бути встановлені засувки, зворотний клапан і манометр. Нагнітальна лінія, повітропровід і газопровід повинні бути опресовані на півторакратний тиск від очікуваного максимального робочого тиску.

Для освоєння свердловин з допомогою пересувного компресора останній повинен установлюватися не ближче 25 м від свердловини. Дозволяється встановлення пересувного компресора на плавзасобах відповідної вантажопіднімальності; при цьому плавзасіб повинен бути закріплений не менше ніж двома якорями.

Під час перерв і зупинок у процесі освоєння фонтанної свердловини центральна засувка фонтанної арматури і засувки на хрестовику повинні бути закриті. Під час викликання припливу шляхом нагнітання стиснутого повітря або аерації рідини повітрям переривання процесу не допускається. Для освоєння свердловини протискуванням газом, який подається із сусідньої свердловини, газопровід повинен підключатися після штуцера. Газопровід повинен бути прокладений так, щоб в процесі освоєння свердловини уникнути небезпеки його механічних пошкоджень.

Освоєння газових та газоконденсатних свердловин свабуванням, а фонтанних свердловин – тартанням желонкою забороняється.

Освоєння фонтанних нафтових свердловин свабуванням дозволяється за умов:

а) встановлення на центральній засувці штурвалу, шток якого повинен мати довжину не менше 10 м і дає змогу безпечно відкривати та закривати засувку; штурвал повинен бути захищений щитом і навісом та мати позначки “Відкрито”, “Закрито”;

б) створення навісу з дощок товщиною не менше 40 мм для захисту працюючого біля пульта керування агрегатом;

в) встановлення над верхньою засувкою спрямовуючої лійки, виготовленої з матеріалу, який не дає іскор.

У разі появи ознак фонтанування сваб повинен бути негайно піднятий з свердловини.

Газові або газоконденсатні свердловини під час освоєння повинні продуватися через щільно закріплену продувну лінію зі штуцером і за повністю відкритих засувок на викиді.

Перед свабуванням свердловини повинна бути знята напруга з силової та світлової ліній, а також ліній телемеханіки, які підходять до свердловини. Під час свабування свердловини з допомогою трактора-піднімача повинен бути встановлений відтяжний ролик. Піднімач необхідно встановлювати з навітряного боку на відстані не менше 25 м від гирла свердловини. Під час свабування свердловини забороняється проведення робіт, не пов’язаних із свабуванням, а також перебування людей біля гирла свердловини та поблизу линви. Якщо під час опускання сваба у свердловину утворився “напуск” линви, він повинен бути негайно вибраний на барабан лебідки.

Для освоєння, а також поточного та капітального ремонтів свердловин відповідні бригади повинні бути навчені та проінструктовані безпечному веденню робіт на випадок відкритого нафтогазовикиду у відповідності з планом заходів з ліквідації нафтогазовикиду, який має бути розроблений для кожної бригади.

 

Контрольні питання

1. За якою послідовністю виконуються роботи з поточного ремонту свердловин?

2. Охарактеризуйте послідовність і регламентацію з капітального ремонту свердловин. Поясніть доцільність регламентації.

3. Розкажіть про підготовчий і завершальний комплекс робіт з підземного ремонту. Хто їх виконує?

4. Які вимоги ставляться до рідин глушіння свердловин?

5. Охарактеризуйте рідини глушіння на водній основі. Яким із них надають сьогодні перевагу і чому?

6. Для чого і як регулюють фільтраційні властивості водних рідин глушіння?

7. Дайте характеристику рідин глушіння на вуглеводневій основі та умов їх застосування.

8. Для чого і які буферні блокувальні рідини застосовують під час ремонту свердловин?

9. Розкажіть про засади і практику вибирання рідин глушіння і блокувальних рідин.

10. Розкажіть про технології приготування рідин для глушіння свердловин.

11. Як технологічно здійснюється глушіння свердловин різних видів і призначень?

12. Як визначають густину рідин глушіння?

13. Як визначають зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб?

14. Розкажіть про методику розрахунку кількості рідини глушіння, кількості її складників, у т.ч. обважнювача.

15. Розкажіть про способи і технології випробування експлуатаційної колони обсадних труб на герметичність.

16. Як встановлюють інтервали негерметичності експлуатаційної колони?

17. Назвіть способи геофізичного дослідження свердловин в інтервалі продуктивного пласта та завдання, які вирішують кожним способом.

18. Назвіть способи геофізичного дослідження свердловин в інтервалі стовбура вище пластів, які експлуатуються. Які завдання вирішують кожним способом?

19. Охарактеризуйте мету і засоби для обстеження стовбура свердловини.

20. Назвіть способи освоєння свердловин і раціональні області їх застосування.

21. Розкажіть про переваги і технології використання пін для освоєння свердловин.

22. У чому полягають особливості освоєння нагнітальних свердловин?

23. З якою допустимою депресією тиску можна здійснювати викликання припливу флюїдів у свердловину?

24. Які вимоги з техніки безпеки слід виконувати під час вантажно-розвантажувальних робіт?

25. Яких вимог з техніки безпеки слід дотримуватися під час експлуатації талевих і вантажних линв?

26. У чому полягає підготовка свердловини до промислово-геофізичних робіт з позицій техніки безпеки?

27. Охарактеризуйте вимоги з техніки безпеки в процесі освоєння свердловин.