4.4. Капитальный ремонт скважин

4.4.1. При составлении проекта разработки месторождения и перспектив его реконструкции и ремонта следует предусмотреть мероприятия по ремонтно-восстановительным работам на скважинах, в том числе на скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), возникшими в результате длительной эксплуатации скважин.

4.4.2. Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному техническим руководителем предприятия.

4.4.3. При составлении плана работ по капитальному ремонту скважин необходимо дифференцированно подходить к проведению различных технологических операций на каждой скважине.

В плане должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технических средств, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей природной среды.

4.4.4. Передача скважин для капитального ремонта и приемка их после ремонта производится по акту в соответствии с порядком, установленным на предприятии.

4.4.5. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом проведения работ, сведениями по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию; перечню планируемых операций и ожидаемым технологическим параметрам при их проведении.

4.4.6. Характерные виды капитального ремонта, выполняемые в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах.

В газовых скважинах:

- ликвидация водопритоков;

- крепление призабойных зон скважин;

- ликвидация песчано-глинистых пробок на забое скважин;

- замена насосно-компрессорных труб;

- ликвидация негерметичности обсадной колонны;

- ликвидация заколонных (межколонных) перетоков.

В газоконденсатных скважинах:

- ликвидация гидратопарафиносолевых отложений в насосно-компрессорных трубах;

- ликвидация водопритоков;

- перевод скважин на вышележащий объект;

- ликвидация негерметичности обсадной колонны;

- ликвидация межколонных давлений;

- интенсификация притока газа (горизонтальные стволы, гидравлический разрыв пласта, кислотная или азотная обработки и др.).

В нефтяных скважинах:

- очистка от парафинистых и солевых отложений;

- замена подземного оборудования (насосов, плунжеров и т.д.);

- изоляция водопритоков и прорывов газа из газовых шапок;

- интенсификация притока нефти.

4.4.7. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью с плотностью, соответствующей требованиям РД 08-200-98 [53], из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (внутрипоровое) давление на величину:

10-15% - в скважинах глубиной до 1200 м (для интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см²(1,5 МПа);

5-10% - в скважинах глубиной до 2500 м (для интервалов от 1200 до 2500 м), но'не более 25 кгс/см²(2,5 МПа);

4-7% - в скважинах глубиной более 2500 м (для интервалов от 2500 м и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см²(3,5 МПа).

4.4.8. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

4.4.9. Проведение капитального ремонта скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины (перечень таких месторождений или их отдельных участков согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России).

4.4.10. Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих пределы, приведенные в табл.4.1, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Таблица 4.1

Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости от абсолютного давления (Рабс), парциального давления H₂S (Рн₂s) и его концентрации (Сн₂s) для различных флюидов

Исполнение оборудования	Характеристика флюида
	1. Многофазный флюид "нефть-газ-вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3Рабс < 1,83 · 106Па (18, кгс/см2)
	Сн2s< 4% (об)	4% < Сн2s< 15% (об)				Сн2s> 15% (об)
		Рн2s< 7,3·104Па		Рн2s> 7,3·104Па
Стандартное	+	+		—		—
Стойкое к СКР	—	—		+		+
	Рабс > 1,83 · 106Па (18,6 кгс/см2)
	Сн2s< 0,02% (об)			Сн2s> 0,02% (об)
	Рн2s< 345 Па	Рн2s> 345 Па
Стандартное	+	—		—
Стойкое к СКР	—	+		+
	2. Влажный газ или обводненная нефть с газовым фактором более 890 нм3/м3Рабс < 450 кПа (4,6 кгс/см2)
	Сн2s< 10% (об)			Сн2s> 10% (об)
Стандартное	+			—
Стойкое к СКР				+
	Рабс > 450 кПа (4,6 кгс/см2)
	Сн2s< 0,075% (об)				Сн2s> 0,075% (об)
	Рн2s<345 Па		Рн2s> 345 Па
Стандартное	+		—		—
Стойкое к СКР	—		+		+

4.4.11. Необходимо разрабатывать и апробировать новейшие технологические решения с применением новых технических средств, рецептуры растворов и жидкостей глушения, удовлетворяющих требованиям производства капитальных ремонтов на скважинах.

Научно-исследовательскими и производственными организациями нефтегазодобывающих отраслей России разработан и внедряется целый ряд технологий, технических средств и химреагентов для повышения эффективности капитального ремонта скважин [61]. К ним относятся:

рецептуры жидкостей для глушения газовых скважин в условиях АНПД (многокомпонентные растворы, растворы с реагентом ТУР-1, нефтеэмульсионные растворы и др.) (приложение 6);

рецептуры для изоляции водопритоков в газовых скважинах при АНПД (типа Акор Б100, Акор Б300, А-Пласт и др.);

рецептуры и технологии для ликвидации межколонных давлений и негерметичности эксплуатационных колонн (металлические пластыри, полимеры и др.).