- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений оао «сургутнефтегаз»
- •1.1. Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений, коллекторских свойств пластов и свойств нефти
- •Классификация коллекторов нефти и газа
- •1.2. Бурение нефтяных и газовых скважин на месторождениях оао «сургутнефтегаз»
- •1.2.1. Цикл строительства скважины
- •1.2.2. Бурение горизонтальных скважин
- •1.2.3. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин
- •1.2.4. Перфорация скважин
- •1.2.5. Освоение и пуск в эксплуатацию скважин
- •1.2.6. Порядок приема скважин из бурения
- •Раздел 2. Разработка месторождений
- •2.1. Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.2. Поддержание пластового давления
- •2.3. Стадии разработки месторождений
- •2.4. Распределение фонда скважин
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока
- •3.1. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •3.2. Взаимоотношения между управлением «сургутнефтепромхим» и структурными подразделениями оао «сургутнефтегаз» при проведении работ по повышению нефтеотдачи пластов
- •3.3. Взаимоотношения по организации производства работ по повышению нефтеотдачи пластов с применением сдвоенного насосного агрегата на шасси kenworth
- •4. Техника и технология добычи нефти
- •4.1. Общие сведения
- •4.1.1. Структура фонда
- •4.1.2. Показатели использования фонда
- •4.2. Добыча нефти шгн
- •4.2.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- •4.2.2. Штанговые скважинные насосы
- •Номенклатура изготавливаемых насосов по гост р 51896-2002
- •4.2.3. Насосные штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •Область применения штанг
- •4.2.4. Назначение и применение дополнительного оборудования
- •4.2.5. Подбор штанговых насосных установок, дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов
- •4.2.6. Прием-сдача скважин, оборудованных ушгн, в ремонт и из ремонта
- •4.2.7. Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных ушгн, после ремонта
- •4.2.8. Эксплуатация и обслуживание скважин, оборудованных ушгн
- •4.2.9. Ревизия и комиссионные разборы усшн
- •4.3. Добыча нефти уэцн
- •4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин, оборудованных установками электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •4.3.2. Подбор уэцн
- •4.3.3. Подготовка скважины к спуску уэцн
- •Диаметры шаблона
- •4.3.4. Размещение наземного оборудования уэцн на площадке куста скважин
- •4.3.5. Запуск и вывод уэцн на постоянный режим работы
- •Время появления подачи уэцн на устье скважин после запуска
- •4.3.6. Основные осложнения при запуске, выводе на режим и эксплуатации уэцн
- •4.3.7. Подъем установки эцн
- •4.3.8. Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных уэцн
- •4.4. Эксплуатация уэцн с использованием станций управления с частотным преобразователем
- •4.4.1. Общие сведения
- •4.4.2. Область применения су c чп
- •4.4.3. Подбор скважин для внедрения су с чп
- •4.4.4. Организация производства работ
- •4.4.5. Вывод на режим
- •4.4.6. Техническое обслуживание
- •5. Система ппд, строительство
- •5.1. Система поддержания пластового давления
- •Конструкции водозаборных скважин
- •Технические характеристики
- •5.2. Строительство и эксплуатация
- •5.2.1. Назначение и классификация трубопроводов
- •5.2.2. Проектирование трубопроводов, контроль качества строительства, технический надзор
- •5.3. Эксплуатация трубопроводов
- •5.4. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
- •Периодичность ревизии трубопроводов
- •5.5.Защита трубопроводов от коррозии
- •Паспорт трубопровода
- •Данные о монтаже
- •Б. Фланцы и крепежные детали
- •Результаты испытания
- •Заключение
- •Результаты измерений и прогноза
- •Регистрация трубопровода
- •Акт испытания трубопроводов на прочность и плотность
- •Технического расследования некатегорийного отказа трубопровода
- •Инструкция по ведению и хранению паспортов на нефтепромысловые трубопроводы
- •6. Оборудование скважин уэцн
- •6.1. Погружные установки для добычи нефти
- •6.1.1. Краткие сведения по добыче нефти установками электроприводного погружного центробежного насоса
- •6.1.2. Комплектность уэцн
- •6.1.3. Конструктивные особенности уэцн
- •6.1.4. Электродвигатели погружные асинхронные типа пэд
- •Основные характеристики
- •6.1.5. Погружной кабель для уэцн
- •6.1.6. Применение газосепараторов и диспергаторов в составе уэцн
- •Технические данные диспергаторов
- •6.1.7. Коструктивные особенности уэцн импортного производства
- •Параметры насосов фирмы odi
- •6.2. Наземное электрооборудование уэцн
- •6.2.1. Станции управления уэцн
- •6.2.2. Трансформаторы серии тмпн
- •6.3. Монтаж и эксплуатация уэцн
- •6.3.1. Монтаж уэцн на скважине
- •6.3.2. Спуск уэцн в скважину
- •6.3.3. Запуск и вывод уэцн на режим
- •6.3.4. Демонтаж уэцн (по видам гидрозащит)
- •6.3.5. Монтаж уэцн импортного производства
- •6.4. Оборудование для добычи сеноманской и артезианской воды
- •Технические характеристики агрегатов центробежных скважинных типа эцв для скважин ппд
- •Комплектация и технические характеристики установок электроцентробежных насосов
- •7. Фонтанная эксплуатация скважин
- •7.1. Теоретические основы фонтанирования скважин
- •7.2. Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин
- •7.3. Исследование фонтанных скважин. Регулирование работы
- •7.4. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8. Эксплуатация осложненного фонда добывающих скважин
- •8.1. Асфальтосмолопарафиновые отложения (аспо)
- •8.1.1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений
- •8.1.2. Методы борьбы с аспо
- •90° Направление ветра скважина а ц№2
- •8.2. Солеотложения
- •8.2.1. Причины возникновения солеотложений
- •8.2.2. Борьба с солеотложениями
- •8.3. Коррозия
- •8.3.1. Причины возникновения коррозии
- •8.3.2. Способы защиты от коррозии
- •8.4. Образование гидратных отложений
- •8.4.1. Механизм образования гидратных отложений
- •8.4.2. Методы предупреждения гидратообразований и борьба с гидратоотложениями
- •8.5. Прочие осложнения
- •8.5.1. Влияние свободного газа на работу насосов шгн
- •8.5.2. Осложнения при образовании песчаных пробок
- •8.5.3. Особенности откачки высоковязких сортов нефти и водонефтяных эмульсий
- •8.5.4. Осложнения при эксплуатации наклонно-направленных скважин установками шгн с интенсивностью набора кривизны более 2о на 10 м
- •8.5.5. Обводнение скважин с темпом выше проектного
- •9. Исследование скважин
- •9.1. Промыслово-гидродинамические исследования
- •Исследований
- •9.2. Промыслово-геофизические исследования
- •10. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •10.1. Подготовка скважины к ремонту
- •10.2. Производство работ по глушению
- •10.2.1. Основные положения
- •10.2.2. Подготовка скважины к глушению
- •10.2.3. Технология глушения скважин
- •10.2.4. Глушение фонтанных, газовых и нагнетательных скважин
- •10.2.5. Глушение скважин, оборудованных шгн
- •10.2.6. Глушение скважин, оборудованных уэцн
- •10.2.7. Инструкция по расчету циклического глушения механизированных скважин Исходные данные
- •10.2.8. Осложненное глушение
- •10.3. Текущий ремонт скважин
- •10.3.1 Классификатор текущих ремонтов скважин
- •10.4. Капитальный ремонт скважин
- •10.4.1. Классификатор капитальных ремонтов скважин
- •10.4.2. Классификатор капитальных ремонтов скважин, выполняемых бригадами Сургутского упнПиКрс с использованием установок «Непрерывная труба»
- •10.5. Основные операции, проводимые
- •10.5.1. Спуск-подъем гно
- •10.5.2. Шаблонирование ствола скважины
- •Диаметры шаблона
- •10.5.3. Внедрение отсекателей пласта
- •10.5.4. Геофизические исследования скважин
- •10.5.5. Промывка забоя скважины
- •10.5.6. Обработки призабойной зоны продуктивного пласта (опз)
- •10.5.7. Гидравлический разрыв пластов
- •10.5.8. Забуривание боковых стволов
- •10.5.9. Забуривание боковых стволов на депрессии
- •10.5.10. Ремонтно-изоляционные работы
- •10.5.11. Ловильные работы, ликвидация аварий
- •10.6. Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин, при выполнении которых обязательно присутствие мастера или ответственного инженерно-технического работника (итр)
- •Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7. Основные виды оборудования и инструмента, применяемые при текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7.1. Подъемные агрегаты
- •10.7.2. Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемных операциях
- •Технические характеристики элеваторов эш
- •10.7.3. Ловильный инструмент
- •10.7.4. Пакерно-якорное оборудование
- •10.8. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при ремонте скважин
- •Содержание
- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений
- •2. Разработка месторождений 29
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
5.2.2. Проектирование трубопроводов, контроль качества строительства, технический надзор
При проектировании конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки должны обеспечивать:
– безопасную и надежную технологию эксплуатации в соответствии с проектными параметрами в пределах нормативного срока службы;
– ведение технологии промыслового сбора и транспорт продукции скважин в соответствии с проектными параметрами;
– производство монтажных и ремонтных работ индустриальными методами с применением передовой техники и технологии;
– возможность надзора за техническим состоянием трубопроводов;
– предотвращение образований ледяных, гидратных и других пробок;
– защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молний и статического электричества.
Диаметр трубопроводов определяется гидравлическим расчетом и соотносится с сортаментом выпускаемых труб. Диаметр водоводов должен назначаться из условия исключения образования в них осадков взвешенных частиц. Не допускается устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоростями ниже критических, при которых из продукции выделяется подстилающий слой воды или твердые осадки.
При прокладке коридора трубопроводов линии электропередачи и связи необходимо размещать по одну сторону автодороги, а трубопроводы – по другую, причем первыми от дороги укладываются водоводы, далее – нефтепроводы, последними – газопроводы.
При разных сроках укладки трубопроводов в траншее, как одного, так и нескольких назначений, расстояния между ними следует принимать с учетом обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ. Расстояния должны быть не менее указанных в таблице 5 (РД 39-132-94).
Таблица 5
Минимальные расстояния между трубопроводами
Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм |
Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопроводов, м |
До 100 включительно |
5 |
Свыше 100 до 300 включительно |
8 |
Свыше 300 до 600 включительно |
11 |
Свыше 600 |
14 |
137
На нефтяных, нефтегазоконденсатных месторождениях предусматривается подземная прокладка труб.
Наземная прокладка труб применяется на отдельных участках в малонаселенных районах на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций.
В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.
Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.
При строительстве трубопроводов применяются только трубы с изоляционным покрытием, выполненным в заводских условиях. Изоляционное покрытие в полевых условиях наносится только в местах сварочных швов, выполняемых на трассе.
Заказчик осуществляет контроль за соблюдением технологии и качества нанесения изоляционного покрытия в условиях трассы, с составлением соответствующего акта.
Подрядная строительная организация осуществляет 100%-ный контроль состояния изоляционного покрытия приборными методами мест сварочных швов, выполненных в полевых условиях, с составлением соответствующего акта.
Диаметры трубопроводов определяются гидравлическим расчетом с учетом ожидаемого газового фактора и соотносятся с сортаментом выпускаемых труб.
Толщина стенки трубопроводов определяется прочностным расчетом в зависимости от категории участка трубопровода, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.
Основные характеристики и области применения стальных труб для капитального строительства и капитального ремонта трубопроводов в ОАО «Сургутнефтегаз» регламентированы Временным перечнем технических условий на трубы, который ежегодно обновляется (приложение 5).
В зависимости от способа изготовления применяются следующие типы стальных труб:
– бесшовные горячедеформированные (диаметр 57–426 мм, толщина стенки 5–28 мм);
– электросварные прямошовные (диаметр 89–530 мм, толщина стенки 4–10 мм), сваренные токами высокой частоты с одним продольным швом;
– электросварные прямошовные (диаметр 530–1 220 мм, толщина стенки 7-25 мм) с одним или двумя продольными двухсторонними швами, выполненными дуговой сваркой под слоем флюса.
Трубы изготавливают из углеродистых низколегированных марок сталей, обладающих хорошей технологической свариваемостью, повышенной хладостойкостью и стойкостью против локальной коррозии, с минимальной температурой эксплуатации до минус 60 °С.
При контроле качества строительства на объектах проверяется исполнение следующих требований
Наличие сертификата на материалы и трубопроводы с маркой стали, соответствующей рабочей документации на строительство трубопровода и рекомендованной для применения на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» (приложение 5).
138
Укладку трубопровода выполнять согласно проектному решению и принятой технологии на глубину не менее 0,8 м.
Для предохранения изоляции трубопровода от падения больших кусков породы осуществлять присыпку трубопровода мягким привозным или вскрышным грунтом высотой 20 см от верхней образующей трубы.
Переходы трубопровода через дороги различных категорий выполнять с прокладкой кожухов (футляров) – из условия проезда тяжелой техники ПРС и КРС.
При протаскивании трубопровода в защитный кожух наружная поверхность трубы (изоляционное покрытие) должна быть защищена от повреждений путем закрепления на ней опорно-центрирующих устройств из полимерных (диэлектрических) материалов.
Расстояние между трубами выкидных линий и вн/вв – не менее 1 м: из условий сварки потолочным швом при ремонтах (в противном случае ремонт возможен только «операционным» швом, в 10 раз более сложным, чем потолочная сварка).
Трубопроводы при прохождении по водной, болотистой среде должны быть пригружены против всплытия вследствие вибрации или при незаполнении их полости продуктом. Если это требование не выполнено, необходимо сделать соответствующую отметку в паспорте трубопровода.
Не допускается укладка подводных трубопроводов во время паводков, весеннего ледохода и осеннего ледостава.
В исключительных случаях на переходах через водные преграды шириной до 200 м при скоростях течения воды до 0,5 м/с, в период осеннего ледостава может производиться укладка подводных трубопроводов только способом протаскивания по дну.
Технический надзор
В процессе строительства технический надзор со стороны заказчика осуществляет служба технического надзора, определяемая приказом по НГДУ, которая контролирует качество работ, выполняемых подрядной организацией, проверку наличия у исполнителя работ документов о качестве (в установленных случаях – сертификатов) на применяемые материалы, изделия и оборудование, документированных результатов входного контроля и лабораторных испытаний, наличие и правильность ведения исполнителем работ исполнительной документации.
По мере готовности работ и конструкций, показатели качества которых влияют на безопасность объекта и подлежат оценке соответствия требованиям ГОСТ, ГОСТ Р, ТУ и других действующих нормативных документов (далее – оценка соответствия), исполнитель работ не позднее, чем за три рабочих дня извещает заказчика и представителей авторского надзора о сроках проведения оценки соответствия. К работам, которые подлежат оценке соответствия, относятся:
– очистка полости трубопровода;
– испытание трубопровода;
– монтаж узлов переключений, камер пуска (приема) очистных устройств и приборов внутритрубной диагностики (с отметкой о соответствии в рабочих чертежах).
139
Очистка полости
и испытания трубопроводов
на прочность и герметичность
Трубопроводы должны подвергаться очистке полости перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры, представления исполнительной документации на испытываемый объект).
Способы, параметры и схемы проведения очистки полости трубопроводов устанавливаются рабочим проектом с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка.
Очистку полости трубопроводов выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств по технологии, определенной СНиП III-42-80. На трубопроводах диаметром 219 мм и более промывку или продувку следует выполнять с использованием очистных поршней.
Трубопроводы должны подвергаться испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (балластировки, полной засыпки или крепления на опорах, установки арматуры и представления исполнительной документации на испытываемый объект). Способы, параметры и схемы проведения испытания трубопроводов устанавливаются проектом организации строительства с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка.
Вид испытаний (на прочность, герметичность), способ испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинированное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией. Величина испытательных давлений определяется проектом.
Проверку на герметичность участка или трубопровода в целом производят после испытания на прочность и путем снижения испытательного давления до максимального рабочего (Рраб.) (принимаемого по проекту) и его выдержки в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 часов.
Запрещается проведение испытаний трубопроводов на прочность и продувка их в ночное время.
Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания он не разрушился, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным.
Ответственность за организацию контроля за строительством, реконструкцией, техническим перевооружением трубопроводов, за организацию входного контроля запорной арматуры, фланцев, фасонных изделий и других материалов и оборудования возлагается на заместителя начальника по капитальному строительству заказчика, а капитальным ремонтом и ликвидацией трубопроводов – на заместителя начальника по производству заказчика.
Контроль за качеством проектирования возлагается на главного инженера заказчика.
Прием и ввод в эксплуатацию
Прием законченного строительством трубопровода со всем комплексом сооружений проводится рабочей приемочной комиссией, назначенной
заказчиком. В состав рабочей комиссий включаются специалисты служб охраны природы, охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, автоматизации и энергетики.
Проектная организация принимает участие в приемке, если при строительстве объекта осуществлялся авторский надзор.
Акт приемки законченного строительством трубопровода должен быть утвержден заказчиком.
Ввод в эксплуатацию осуществляется после приемки трубопровода в установленном порядке.
Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата получения свидетельства о государственной регистрации в соответствующих отделах управлений Федеральной регистрационной службы по Тюменской области, Ханты-Мансийскому и Ямало-Ненецкому автономным округам, Республике Саха (Якутия).
Не допускается эксплуатация трубопровода, не принятого рабочей приемочной комиссией.
Ведение исполнительной документации
Исполнительная документация на трубопровод состоит из текстового и графического материалов, отражающих фактическое исполнение проектных решений и положение объекта капитального строительства и их элементов в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта в соответствии с проектной документацией, и должна соответствовать требованиям РД 11-02-2006. Исполнительная документация ведется лицом, осуществляющим строительство, в состав исполнительной документации должны быть включены:
– исполнительные геодезические схемы;
– исполнительные схемы;
– акты испытания и опробования технических устройств;
– акты освидетельствования геодезической разбивочной основы объекта строительства по форме приложения А, СТО 166-2007;
– акты разбивки осей объекта строительства на местности по форме приложения Б, СТО 166-2007;
– акты освидетельствования скрытых работ по форме приложения В, СТО 166-2007;
– акты освидетельствования ответственных конструкций по форме приложения Г;
– результаты экспертиз, обследований, лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе строительного контроля;
– документы, подтверждающие проведение контроля качества применяемых строительных материалов (изделий);
– документы, отражающие фактическое исполнение проектных решений.
После выдачи органом государственного строительного надзора заключения о соответствии построенного, реконструированного, отремонтированного объекта капитального строительства требованиям технических регламентов (норм и правил), иных нормативных правовых актов и проектной
документации исполнительная документация передается заказчику на постоянное хранение.
