Скважино операция как пишется

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин. Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

• текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

• капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Текущий ремонт скважин – комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважин, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный ТРС – ремонт, проводимый с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа глубинно-насосного оборудования.

К категории ТРС относятся:

• оснащение скважин глубинно-насосным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

• перевод скважин на другой способ эксплуатации;

• оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

• ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

• ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

• очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.

К комплексу подготовительных относятся следующие работы:

• прием скважины из эксплуатации;

• глушение скважины;

• передислокация ремонтного оборудования;

• планировка территории рабочей зоны;

• монтаж подъемной установки;

• демонтаж устьевого оборудования.

Основными работами при производстве ТРС считаются:

• спуск и подъем скважинного оборудования;

• шаблонировка эксплуатационной колонны скважины;

• очистка забоя, промывка скважины;

• работы по ловле оборвавшихся, отвернувшихся штанг;

• ревизия лифта НКТ, штанг (при необходимости – замена);

• внедрение, извлечение клапанов-отсекателей и пакеров;

• работы по ремонту оборудования устья скважины;

• проведение некоторых видов исследовательских работ.

Комплекс заключительных работ включает себя:

• сборку устьевой эксплуатационной арматуры;

• очистку арматуры, ремонтного оборудования и инструмента от накопленных отложений;

• пуск и освоение скважины;

• демонтаж комплекса оборудования;

• очистку и планировку территории рабочей зоны;

• сдачу скважины в эксплуатацию.

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно с составлением плана-графика движения бригад. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера текущего ремонта скважин по плану, утвержденному начальниками цехов ПРС (ПКРС) и ЦДНГ или уполномоченными на это лицами приказами по НГДУ.

При текущем ремонте скважин I категории и эксплуатирующих пласты АС4-8 план утверждается главным инженером и главным геологом НГДУ.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются заместителем главного инженера по технологии, главным технологом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ планов-заказов на производство ТРС.

В плане-заказе, составленном ведущим технологом и ведущим геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий; вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель и последовательность выполняемых работ.

Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биологических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работперечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадами текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

КРС обладает большой напряженностью, сложностью, требует использования разнофункциональной техники, оборудования и инструмента.

К категории КРС относятся:

• ремонтно-изоляционные работы;

• работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

• устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

• переход на другие горизонты и приобщение пластов;

• комплекс подземных работ, связанных с бурением, в т.ч. забуривание боковых стволов;

• все виды воздействия на ПЗП с целью увеличения притока нефти;

• исследования и перевод скважин по другому назначению.

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением плана-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются геологической службой нефтегазодобывающего управления, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и, дополнительно:

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

• информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии НГДУ.

При выполнении КРС бригадой УПНПиКРС (УКРСиПНП) план работ согласовывают главный инженер и главный геолог НГДУ, утверждают главный инженер и главный геолог УПНПиКРС (УКРСиПНП). В плане работ обязательно должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

• вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ

Первый
заместитель Министра

Г.Ю. Филановский

29.12.1986
г.

КЛАССИФИКАТОР
РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

РД 39-0147009-531-87

1986

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Всесоюзным
научно-исследовательским институтом

по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть)

Директор                                                                           А.И.
Булатов

Ответственный исполнитель

Зав. сектором ремонта обсадных

колонн тампонированием                                               А.В. Павельчак

СОГЛАСОВАНО

Начальник Главного управления нефтегазодобычи     А.Л. Шкуpов

Начальник Главного технического управления            Г.И. Григоращенко

Настоящий руководящий документ является систематизированным
перечнем всех видов ремонтных работ в скважинах: работ по капитальному ремонту
скважин (КРС), текущих подземных работ в скважинах (ТРС) и повышению
нефтеотдачи пластов (ПНП).

Классификатор разработан на основе ранее действовавших
«Временного положения по планированию и финансированию капитального
ремонта скважин» (УПНП и КРС объединения «Татнефть», 1970), ставшего
типовым для УПНП и КРС других районов, «Классификатора ремонтных работ в
скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов» (ВНИИОЭНГ, 1979) и
учитывает многочисленные пожелания производственных объединений Миннефтепрома.

Эта работа выполнена во ВНИИКРнефти следующими авторами: Рябоконем
С.А., Павельчаком А.В., Шумиловым В.А., Ливадой В.И.

«Классификатор ремонтных
работ в скважинах» вводится взамен РД 39-1-149-79 и является обязательным
для всех предприятий Миннефтепрома при планировании, финансировании,
организации и учете ремонтных работ в скважинах, принятых из бурения.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

КЛАССИФИКАТОР РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

РД 39-0147009-531-87

Вводится взамен

РД 39-1-149-79

Срок введения установлен с 01.01 1987

Срок действия до 31.12. 1989

В настоящем документе объединены под названием ремонтных работ в
скважинах капитальный и текущий их ремонт, работы по повышению нефтеотдачи
пластов.

Ремонтные работы в скважинах в системе Миннефтепрома производят
различные подразделения: управление по повышению нефтеотдачи пластов и
капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС), цеха НГДУ по капитальному и (или)
текущему ремонту скважин, бригады цехов поддержания пластового давления,
участки по внедрению новой техники, бригады канатно-кабельных методов и т.д.

Осуществляемые часто одними и теми же подразделениями эти работы
имеют различное назначение и экономическую сущность.

Различны и источники их финансирования. Текущий ремонт скважин
представляет собой неизбежную часть технологии нефтедобычи, затраты на которую
включаются в себестоимость добычи нефти.

Работы по повышению нефтеотдачи пластов финансируются за счет
специального «фонда повышения нефтеотдачи пластов».

Капитальный ремонт скважин восстанавливает с одной стороны
работоспособность скважин, с другой — частично их стоимость. Финансирование
капитального ремонта осуществляется за счет предусмотренных на эти цели
амортизационных отчислений.

Работы по ликвидации скважин производятся за счет уменьшения
уставного фонда.

Различия в назначении и финансировании ремонтных работ при
отсутствии единой для отрасли их классификации позволили объединениям
по-разному подойти к отнесению ремонтов к той или иной группе работ.

В результате искажается истинное представление о проводимых
ремонтных работах, допускается неправильное финансирование и ухудшается
планирование важнейших мероприятий по поддержанию работоспособности фонда
скважин.

Настоящий классификатор систематизирует планирование и учет всех
ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным
видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень
развития этих работ в отрасли.

1.1. Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

— капитальный ремонт скважины;

— текущий ремонт скважины;

— скважино-операция по
повышению нефтеотдачи пластов.

1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с
восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца,
призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при
раздельной эксплуатации и закачке, а также ликвидацией скважин.

1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ,
направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого
оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по
очистке подъемной колонны и забоя от парафиносмолистых отложений, солей и
песчаных пробок бригадой ТРС.

1.4. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов
является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих
протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов,
направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном
участке залежи.

1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт,
скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и
заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта
скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до
окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов
гарантийного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным
проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС, звена по
интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять
дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ
без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя
основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента,
технологических материалов (реагентов) или приборов:

— с помощью специально
спускаемой колонны труб;

— путем закачивания по НКТ или
межтрубному пространству;

— на кабеле или на канате.

В связи с резким
несоответствием времени работы бригад, затрачиваемого на проведение работ с
извлечением подземного оборудования, и в целях контроля за развитием применения
малотрудоемких способов в различных видах ремонтных
работ их планирование и учет следует вести по каждому способу отдельной
строкой, обозначая каждый способ соответствующим индексом. Например, КР1-2,
КР1-2/БПГ, КР1-2/БПК будет означать соответственно: отключение отдельных
пластов с установкой подъемника, отключение отдельных пластов закачкой
тампонажных материалов с устья без установки подъемника (гидравлический
способ), отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле
без установки подъемной мачты через стационарно спущенный лифт
(канатно-кабельный способ).

1.7. Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько
видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1
формы учета суммой шифров всех видов ремонтов, входящих в него. Если в комплекс
входят виды как капитального, так и текущего ремонта, скважино-ремонт заносится
в форму учета капитальных ремонтов. Пример: в пределах одного скважино-ремонта
сменили насос, спрессовали трубы, пропарили НКТ. Этот вид ремонта следует
обозначать ТР4-1 + ТР4-7 + ТР4-8.

Условные
сокращения

КР — капитальный ремонт;

ТР — текущий ремонт;

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов;

НКТ — насосно-компрессорные трубы;

ЭЦН — погружной центробежный электронасос;

ШГН — штанговый глубинный насос;

ПАВ — поверхностно-активное вещество;

ГПП — гидропескоструйная перфорация;

ГРП — гидроразрыв пласта;

ОРЗ — оборудование раздельной закачки;

ОРЭ — оборудование раздельной эксплуатации.

К капитальным ремонтам скважин относятся следующие виды работ:

К текущему ремонту скважин относятся следующие виды работ:

ТР3-2

Изменение
глубины подвески, смена типоразмера ЭЦН

То же

ТР3-3

То же

ТР4

Ремонт
скважин, оборудованных ШГН

ТР4-1

Ревизия
и смена насоса

Нормальная
работа насоса по динамограмме или подаче

TР4-2

Устранение
обрыва штанг

Устранение
дефекта. Нормальная работа насоса

ТР4-3

Устранение
отворота штанг

То же

ТР4-4

Замена
штанг

Достижение
цели ремонта

ТР4-5

Замена
полированного штока

То же

ТР4-6

Замена,
опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Достижение
цели ремонта. Нормальная подача насоса

ТР4-7

Очистка
и пропарка НКТ

То же

ТР4-8

Ревизия,
смена устьевого оборудования

То
же

ТР5

Ремонт
скважин, оборудованных ЭЦН

ТР5-1

Ревизия
и смена насоса

Нормальная
подача и напор

ТР5-2

Смена
электродвигателя

То же

ТР5-3

Устранение
повреждения кабеля

Устранение
дефекта, нормальная работа насоса

TР5-4

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объема работ. Нормальная
подача насоса

TP5-5

Очистка и пропарка НКТ

Достижение цели ремонта

TP5-6

Ревизия, смена устьевого
оборудования

То же

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

TР6-1

Ревизия, смена, опрессовка и
устранение негерметичности НКТ.

Выполнение запланированного
объема работ. Нормальная подача насоса

TP6-2

Очистка
и пропарка НКТ

То же

TP6-3

Смена, ревизия устьевого
оборудования

То же

TP7

Ремонт газлифтных скважин

TP7-1

Ревизия,
смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного
объема работ. Нормальная подача насоса

ТР7-2

Очистка
и пропарка НКТ

Выполнение
запланированного объема работ. Нормальная подача насоса

ТР7-3

Ревизия,
замена, очистка газлифтных клапанов

То же

ТР7-4

Ревизия,
смена устьевого оборудования

То же

ТР8

Ревизия
и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

Выполнение
запланированного объема работ

ТР9

Очистка,
промывка забоя

ТР9-1

Промывка
горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

Достижение
цели ремонта

TР9-2

Обработка
забоя химреагентами (ТТХВ, СКО, ГКО и т.д.)

То же

ТР10

Опытные
работы по испытанию новых видов подземного оборудования

Выполнение
запланированного объема работ

ТР11

Прочие
виды работ

Выполнение
запланированного объема работ

СОДЕРЖАНИЕ

РД 153-390-103-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

4.2 МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА
ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ НА
КИСЛОТНУЮ ОБРАБОТКУ СКВАЖИН

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности» (Отдел ресурсосбережения и нормирования расхода топливно-энергетических ресурсов)

ВНЕСЕН Департаментом нефтяной промышленности Министерства энергетики Российской Федерации

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Минэнерго России от … № …

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА
ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ
НА КИСЛОТНУЮ ОБРАБОТКУ СКВАЖИН

Дата введения 2002-01-01

1 Область применения

Настоящий документ распространяется на работы по восстановлению дебита скважин за счет улучшения фильтрационных характеристик пласта после обработки его кислотой и позволяет провести расчеты норм использования и расходов (потерь) подготовленной нефти на выполнение этих операций; является обязательным для организаций и предприятий топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности.

2 Определения

В настоящем документе применены следующие определения:

2.1 Использование подготовленной нефти на проведение процесса кислотной обработки скважин — количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения процесса кислотной обработки скважин.

2.2 Расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин — потери подготовленной нефти в пласте при проведении процесса кислотной обработки скважин.

2.3 Норма использования подготовленной нефти на проведение процесса кислотной обработки скважин — количество подготовленной нефти, необходимое для проведения одной операции кислотной обработки одной скважины.

2.4 Норма расхода подготовленной нефти на проведение процесса кислотной обработки скважин — количество подготовленной нефти, которое безвозвратно теряется в результате проведения одной операции кислотной обработки одной скважины.

2.5 Норматив расхода подготовленной нефти на проведение процесса кислотной обработки скважин — часть годовой добычи нефти, выраженная в %, теряемая в результате проведения кислотной обработки скважин.

3 Порядок разработки

Продуктивность добывающих скважин может снижаться по причине некачественного вскрытия пласта, ухудшения проницаемости призабойной зоны в результате выполнения ремонтных работ, а также выпадения в призабойной зоне пласта асфальтено-смолистых, парафиновых солевых отложений и других причин. Устранить негативное влияние перечисленных причин на приток нефти к скважине позволяют кислотные обработки призабойной зоны скважин.

В технологии добычи нефти применяются несколько видов кислотных обработок.

1) Прямые кислотные обработки.

Применяются с целью воздействие на призабойную зону пласта как для разработки порового пространства (растворение с кислотой карбонатных пород), так и для очистки его от загрязняющего материала.

Время выдержки кислоты, т.е. продолжительность нахождения нефти в скважине в качестве задавочной жидкости, в каждом конкретном случае определяется технологическим регламентом на выполнение операции кислотной обработки скважины.

С целью замедления химической активности кислоты и более глубокого проникновения кислоты в слои призабойной зоны, т.е. повышения эффективности процесса, вместо чистой кислоты применяется эмульсия «кислота в нефти».

2) Кислотные обработки под давлением.

Применяются с целью обработки кислотой малопроницаемых интервалов пластов. При этом для ограничения продвижения кислоты в высокопроницаемые интервалы пласта осуществляется предварительная закачка в высокопроницаемые участки пласта буфера из высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Эмульсия поглощается высокопроницаемой частью пласта, после чего у него значительно падает приемистость, что позволяет провести продавливание кислоты в менее проницаемые участки.

Объем эмульсии, концентрация в ней нефти, а также время выдержки кислоты, т.е. продолжительность выдержки нефти в скважине в качестве задавочной жидкости в каждом конкретном случае определены технологическим регламентом предприятия на выполнение операции кислотной обработки скважины.

— При кислотных обработках призабойной зоны нефть используется для продавливания кислоты из насосно-компрессорных труб в пласт в качестве продавочной жидкости, в составе кислотной эмульсии, продавливаемой в пласт и для промывки скважины.

Вариант 1

3.1 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки скважины — количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения одной операции кислотной обработки в качестве задавочной и промывочной жидкости j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(1)

где — индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— объем подготовленной нефти в качестве задавочной и промывочной жидкости на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³/скв.-опер.;

— плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м³.

3.2 Объем нефти, который необходим на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, регламентирован технологическим документом предприятия для данной площади или вычисляется по формуле

(2)

где — объем подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³/скв.-опер.;

— длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

^_ внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— внутренний диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— наружный диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— внутренний диаметр подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— длина подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³/скв.- опер.

3.3 Индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции кислотной обработки скважины — количество подготовленной нефти, которое теряется в результате фильтрации в пласт в процессе кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(3)

где — индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³/скв.-опер.;

— плотность подготовленной нефти при температуре t °C в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м³.

3.4 Объем подготовленной нефти, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется с использованием формулы Дюпюи:

(4)

где — объем подготовленной нефти, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³/скв.-опер.;

— проницаемость пласта j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м²;

— эффективная толщина пласта j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

— пластовое давление i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

— время проведения одной скважино-операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, час/скв.-опер;

— динамическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре на забое j-й скважины, Па · с;

— радиус контура питания j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— радиус j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5 Для проведения вычислений по уравнению (4) необходимо определить все остальные члены уравнения известны из технологических данных. Вязкость нефти при пластовых условиях определяется в лабораторных условиях или берется из технической документации как вязкость пластовой нефти в пластовых условиях, или определяется по п. 3.6.

Расчет величины выполняется по следующему алгоритму:

3.5.1 При циркуляции нефти (промывка нефтью скважины) через НКТ и по кольцевому пространству между трубами давление на забое скважины равно суммарному давлению столба нефти и давлению на преодоление трения в НКТ или в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ в зависимости от вида промывки (циркуляции):

(5)

где — давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

— давление столба нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

— потери давления на преодоление трения в НКТ или в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па.

3.5.1.1 Давление столба нефти определяется по формуле

(6)

где — давление столба нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

— длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— плотность подготовленной нефти при температуре в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м³.

3.5.1.2 Потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти определяются по формулам:

3.5.1.2.1 При прямой циркуляции:

(7)

где — потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ — коэффициент трения при движении нефти по трубам;

— длина труб НКТ в j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— внутренний диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— плотность подготовленной нефти при температуре в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м³.

3.5.1.2.2 Скорость движения нефти определяется по формуле

(8)

где — скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— площадь кольцевого пространства или площадь трубы, по которой движется нефть в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м²;

q — подача применяемого насоса (агрегата), м³/ч;

— внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5.1.2.3 Расчет коэффициента λ для ламинарного режима течения нефти выполняется по формуле Стокса:

(9)

гдеRe — критерий Рейнольдса.

3.5.1.2.4 Расчет коэффициента λ для турбулентного режима течения жидкости выполняется по формуле Блазиуса:

(10)

3.5.1.2.5 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

(11)

где — скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— кинематическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре в j-й скважине, м²/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 — турбулентный.

3.5.1.3.1 При обратной циркуляции:

(12)

где — потери давления на преодоление трения в НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ — коэффициент трения при движении нефти по трубам;

— длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— скорость движения нефти в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— плотность подготовленной нефти при температуре в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м³.

3.5.1.3.2 Скорость движения нефти определяется по формуле

(13)

где — скорость движения нефти в НКТ j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— площадь НКТ, по которым движется нефть в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м²;

q — подача применяемого насоса (агрегата), м³/ч;

— внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5.1.3.3 Расчет коэффициента λ выполняется по формулам (9) и (10).

3.5.1.3.4 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

(14)

где — скорость движения нефти в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

— внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

— кинематическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре в j-й скважине, м²/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 — турбулентный.

3.6 Определение плотности и вязкости нефти при температуре t °C скважины выполняется при лабораторных исследованиях или расчетом.

В случаях, когда одна и та же нефть используется для ведения процесса при различных температурах, с целью сокращения лабораторных исследований можно вычислить ее вязкость по следующему алгоритму.

3.6.1 Плотность нефти при температуре t °C вычисляется по следующей формуле

(15)

где — плотность подготовленной нефти при температуре в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м³,

— плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м³;

а — температурная поправка плотности нефти, (т/м³)/°С;

t — температура, °С.

Температурные поправки «а» приведены в Приложении А.

3.6.2 Вязкость нефти при температуре t определяется при лабораторных исследованиях. Расчет вязкости производится по результатам лабораторных анализов.

3.6.2.1 В лаборатории определяется динамическая вязкость нефти μ₁ и μ₂ при температурах соответственно T₁ и Т₂, при условии T₁ < (t + 273) < T₂.

3.6.2.2 Расчет вязкости нефти выполняется по формуле Вальтера:

(16)

где — динамическая вязкость нефти при температуре t °С, Па · с;

а и b — коэффициенты уравнения Вальтера;

t — температура в j-й скважине (средняя между забоем и устьем), °С.

Для каждой нефти вычисляются свои коэффициенты уравнения Вальтера, используя результаты лабораторных анализов:

(17)

(18)

где — динамическая вязкость нефти при температуре , Па · с;

— динамическая вязкость нефти при температуре , Па · с;

и — температуры, при которых проводилось определение вязкости нефти.

3.6.2.3 Величина кинематической вязкости нефти вычисляется по формуле

(19)

где— кинематическая вязкость нефти при температуре t °C — средней температуре в скважине, м²/с;

— динамическая вязкость нефти при температуре t °C -средней температуре в скважине, Па · с;

— плотность нефти при температуре t °C — средней температуре в скважине, т/м³.

Вариант 2

3.7 Вычисления индивидуальных норм использования и расходов подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества выполняются аналогично варианту 1А со следующими изменениями по п. 3.1 — 3.6:

3.7.1 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки скважины — количество подготовленной нефти в составе эмульсии, применяемой для кислотной обработки скважин, и количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения одной операции кислотной обработки в качестве задавочной и промывочной жидкостей, для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(20)

где — индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— объемная концентрация нефти в эмульсии для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доля;

— объем эмульсии для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м /скв.-опер.;

^_ объем подготовленной нефти в качестве задавочной и промывочной жидкости на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м /скв.-опер.;

— плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м³.

3.7.2 Индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции кислотной обработки скважины — количество подготовленной нефти в составе жидкостей, применяемых для кислотной обработки скважин, которое теряется в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(21)

где ^_ индивидуальная норма расхода подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества с использованием эмульсии, т/скв.-опер.;

— индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер., (расчет по п. 3.3 — 3.6);

— объемная концентрация нефти в эмульсии для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доли;

— объем эмульсии для проведения одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м³, скв.-опер.;

— плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м³.

Если технологией предусмотрено применение вместо эмульсии чистой нефти, то в выражении (20) и (21) концентрация

Применяя вычисленные индивидуальные нормы использования и индивидуальные нормы расходов, вычисляются нормативные показатели.

3.8 Норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции кислотной обработки скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(22)

где — норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади, т/скв.-опер.;

— индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки скважин j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год;

m — количество j—x скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.9 Норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции кислотной обработки скважин k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(23)

где — норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

— норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на i-й площади k-го предприятия акционерного общества; скв.-опер./год;

n — количество i—x площадей k-го предприятия акционерного общества.

3.10 Норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по акционерному обществу — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции кислотной обработки скважин акционерного общества определяется по формуле

(24)

где Н — норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

— норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год в k-м предприятии акционерного общества, скв.-опер./год;

е — количество k-х предприятий акционерного общества.

3.11 Норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции кислотной обработки скважин i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(25)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади, т/скв.-опер.;

— индивидуальная норма расхода подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки скважин j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год;

m — количество j—x скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.12 Норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции кислотной обработки скважин k-го предприятия акционерного общества в результате фильтрации в пласт, определяется по формуле

(26)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

— норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по площади, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на i-й площади k-го предприятия акционерного общества; скв.-опер./год;

n — количество i—x площадей k-го предприятия акционерного общества.

3.13 Норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин акционерного общества — средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции кислотной обработки скважин акционерного общества в результате фильтрации в пласт, определяется по формуле

(27)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

— норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год в k-м предприятии акционерного общества за год, скв.-опер./год;

е — количество k-х предприятий акционерного общества.

3.14 Потребность в подготовленной нефти на год для проведения кислотной обработки скважин j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(28)

где — индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки скважин j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год.

3.15 Потребность в подготовленной нефти на год для проведения кислотной обработки скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(29)

где — норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по i-й площади, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, скв.-опер./год.

3.16 Потребность в подготовленной нефти на год для проведения кислотной обработки скважин в k-м предприятии акционерного общества определяется по формуле

(30)

где — норма использования подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по k-му предприятию, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год в k-м предприятии акционерного общества, скв.-опер./год.

3.17 Потребность в подготовленной нефти на год для проведения кислотной обработки скважин в акционерном обществе определяется по формуле

(31)

где Н — норма использования подготовленной нефти на кислотной обработки скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

z — количество скважино-операций за год на в акционерном обществе за год, скв.-опер./год.

3.18 Расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин j-й скважины i-й площади k-м предприятия акционерного общества — масса потерь подготовленной нефти за год при проведении операций кислотной обработки скважин k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(32)

где — индивидуальная норма расхода подготовленной нефти на проведение одной операции кислотной обработки j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год.

3.19 Расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества — масса потерь подготовленной нефти за год при проведении операций кислотной обработки скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(33)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, скв.-опер./год.

3.20 Расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин в k-м предприятии акционерного общества — масса потерь подготовленной нефти за год при проведении операций кислотной обработки скважин k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

(34)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по k-му предприятию акционерного общества, т/скв.-опер.;

— количество скважино-операций за год на k-м предприятии акционерного общества, скв.-опер./год.

3.21 Расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин в акционерном обществе — масса потерь подготовленной нефти за год при проведении операций кислотной обработки скважин акционерного общества определяется по формуле

(34)

где — норма расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

z — количество скважино-операций за год в акционерном обществе, скв.-опер./год.

3.22 Норматив расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин k-го предприятия акционерного общества — отношение массы подготовленной нефти, теряемой за год при кислотной обработке скважин в k-м предприятии, к массе годовой добычи нефти k-м предприятием, выраженное в %, определяется по формуле

(35)

где — расход подготовленной нефти (потери) на проведение кислотной обработки скважин в k-м предприятии акционерного общества за год, т/год;

— годовая добыча нефти k-м предприятием акционерного общества, т/год.

3.23 Норматив расхода подготовленной нефти на кислотную обработку скважин акционерного общества — отношение массы подготовленной нефти, теряемой за год при кислотной обработке скважин в акционерном обществе, к массе годовой добычи нефти акционерным обществом, выраженное в %, определяется по формуле

(36)

где Q — расход подготовленной нефти на проведение кислотной обработки скважин в акционерном обществе за год, т/год;

G — годовая добыча нефти акционерным обществом, т/год.

Приложение А
(справочное)

Температурные поправки плотности нефти

Таблица — Температурные поправки плотности нефти при изменении температуры на 1 °С

Отзывы

Нет отзывов, пока еще.

Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин

В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен классификатор ремонтных работ в скважинах. Он систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.

1. Общие положения

1.1.Видами ремонтных работ различного назначения являются:

• Капитальный ремонт скважин;
• Текущий ремонт скважин;
• Скважино-операциия по повышению нефтеотдачи пластов и производительности скважины.

1.2.Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:

-восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;

-ликвидация аварий;

-спуск и подъём оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;

-воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;

-зарезка боковых стволов и продавка горизонтальных участков в продуктивном пласте;

-изоляция одних и приобщение других горизонтов;

-исследование скважины;

-ликвидация скважины.

1.3.Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

1.4.Скважино-операцией  ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является комплекс работ осуществления технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

1.5.Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации или другими специализированными организациями от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

1.5.1.Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то не зависимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6.Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

1)с помощью специально спускаемой колонны труб;

2)путём закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

3)на кабеле или на канате.

Планирование и учет по каждому виду ремонта отдельной строкой, обозначая каждый из них соответствующим индексом:

КР1-2 – отключение отдельных пластов с установкой подъёмника;

КР1-2/БПГ – отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъёмника (гидравлический способ)

КР1-2/БПК – отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъёмной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

1.7.Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой их шифров.

Все виды капитального и текущего ремонтов, в пределах одного скважино-ремонта, включается в форму учёта капитального ремонта скважины по схеме:

ТР4-1 (смена насоса) + ТР4-6 (опрессовка НКТ) + ТР4-7 (пропарка НКТ).

1. Принятые сокращения

КР – капитальный ремонт;

ТР – текущий ремонт;

ПНП – повышение нефти отдачи пластов;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

УЭЦН – установка погружного центробежного электронасоса;

УЭДН – установка погружного электродиафрагменного насоса;

УЭВН – установка погружного электровинтового насоса;

ШГН – штанговый глубинный насос;

УШВН – установка штангового винтового насоса;

ГПН – гидропоршевый насос;

ПАВ – поверхностно-активное вещество;

ГПП – гидропескоструйная перфорация;

ГРП – гидроразрыв пласта;

ГГРП – глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта;

ОРЗ – оборудование раздельной закачки;

ОРЭ –оборудование раздельной эксплуатации;

ВС – вертикальная скважина;

НС – наклонная скважина;

ГС – горизонтальная скважина;

ПЗП – призабойная зона пласта;

КЗП – комплект защиты пласта;

ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта;

ВИР – водоизоляционные работы;

ИПТ – испытатели пластов;

КИИ – комплекс испытательных инструментов;

БПГ – без подъёмника гидравлическим способом;

БПК – без подъёмника канатно-кабельным способом.

1. Виды ремонтов

3.1.Капитальный ремонт скважин

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.4.

Таблица 1.4.

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации.	Выполнение запланированного объёма работ. Прекращение притока флюидов. Прекращение или снижение обводненности продукции.
КР1-2	Отключение отдельных пластов.	Выполнение запланированного объёма работ. Отсутствие приёмистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а)
КР1-3	Восстановление герметичности цементного кольца.	Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Прекращение или снижение обводненности продукции, межпластового перетока флюидов при сокращении или увеличении дебита нефти.
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонной, кондуктором.	Отсутствие нефтегазоводопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца, в необходимом интервале, промыслово-геофизическими исследованиями.
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной  колонны меньшего диаметра.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР2-4	Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке. Прохождение шаблона до проектной глубины.
КР2-5	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР3	Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КР3-1	Извлечение оборудования из скважины после аварии, допущенной в процессе эксплуатации	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером
КР3-1.1	Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии в процессе эксплуатации	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером
КР3-1.2	То же УЭДН	То же.
КР3-1.3	То же УЭВН	То же.
КР3-1.4	То же ШГН	То же.
КР3-1.5	То же УШВН	То же.
КР3-1.6	То же НКТ	То же.
КР3-1.7	То же пакер	То же.
КР3-1.8	Ликвидация аварии из-за коррозионного износа НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Прохождение шаблона до установленной глубины
КР3-1.9	Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов	То же
КР3-1.10	Ревизия и замена глубинного оборудования	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление продуктивности (приёмистости) скважины.
КР3-1.11	Замена устьевого оборудования.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР3-1.12	Восстановление циркуляции при спущенной в скважину УЭЦН, УЭВН, УЭДН (размыв парафиногидратных пробок в эксплуатационной колонне и НКТ).	Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР3-1.13	То же ШГН (УШВН)	То же
КР3-1.14	То же НКТ	То же
КР3-1.15	Промывка забоя скважины	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР3-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и прохождение шаблона до проектной глубины.
КР3-3	Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов.	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и прохождение шаблона до проектной глубины.
КР3-4	Очистка забоя и ствола скважины от парафиногидратных отложений, солей, песчаных пробок.	Выполнение запланированного объёма работ. Прохождение шаблона до необходимой глубины.
КР3-5	Ликвидация аварий допущенных в процессе ремонта скважин.	Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварии.
КР3-6	Восстановление циркуляции (размыв парафиногидратных пробок) в эксплуатационной колонне и НКТ)	Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования
КР3-7	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе ремонта скважины.	Достижение цели,  оговоренной в технологическом плане ликвидацию аварии.
КР3-7.1	Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии, допущенной в процессе ремонта скважины.	То же
КР3-7.2	То же УЭДН	То же
КР3-7.3	То же УЭВН	То же.
КР3-7.4	То же ШГН	То же.
КР3-7.5	То же УШВН	То же.
КР3-7.6	То же НКТ	То же.
КР3-7.7	То же пакер	Достижение цели, оговоренной в технологическом плане ликвидацию аварии.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1	Переход на другие вышележащие и нижележащие горизонты	Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока.
КР4-2	Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом, с увеличением диаметра или глубины.	Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.
КР4-3	Приобщение дополнительного количества пластов дострелом для совместной эксплуатации	Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.
КР5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, КЗП, пакеров-отсекателей в скважинах
КР5-1	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объёмов закачки воды.
КР5-2	Внедрение и ремонт установок систем комплексов защиты пласта типа КЗП-140, КЗП-146, КЗП-168 и др.	Выполнение запланированного объёма работ. Безотказность работы системы, оговоренной в плане работ
КР6	Комплекс подземных работ по восстановлению работоспособности скважин с использованием технических элементов бурения, включая проводку горизонтальных участков ствола скважин
КР6-1	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта дополнительным стволом с обходом аварийного участка.
КР6-2	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в преждевременно обводненной или низкопродуктивной скважине.	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление притока нефти в скважину из подконтрольной ей зоны пласта.
КР6-3	Зарезка бокового или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или в низкопродуктивной скважинах	Выполнение запланированного объёма работ. Проходка горизонтального ствола в пределах зоны с запасами нефти отведенных для ВС и НС. Получение притока нефти и увеличение её дебита. Снижение или прекращение водопритока в скважину.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР6-4	Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтиотдачи пласта	Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока нефти.
КР6-5	Бурение цементного стакана	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР6-6	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР6-7	Бурение и оборудование шурфов и артезианских и стендовых скважин	То же
КР6-8	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в скважине с многоствольным заканчиванием и с проводкой горизонтального (ых) участка (ов) в продуктивном пласте	Выполнение запланированного объёма работ. Вовлечение в разработку запасов нефти отведенных для ВС или НС, находящихся в трудноизвлекаемых зонах и пропластках. Получение притока нефти и увеличение её дебита.
КР6-9	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине.	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта новым стволом с обходом аварийного участка.
КР7	Обработка призабойной зоны пласта скважины и вызов притока
КР7-1	Проведение кислотной обработки	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-2	Проведение ГРП	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-3	Проведение ГГРП	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-4	Проведение ГПП	Выполнение запланированного объёма работ. Вскрытие продуктивного пласта. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР7-5	Виброобработка призабойной зоны пласта	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-6	Термообработка призабойной зоны пласта	То же
КР7-7	Промывка призабойной зоны пласта	То же
КР7-8	Промывка и пропитка призабойной зоны пласта растворами ПАВ	То же
КР7-9	Обработка скважин термогазохимическими методами (ТГВХ, ПГД, СКО, ГКО, ПГО и тд.)	То же
КР7-10	Проведение УОС и его модификаций	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР7-11	Проведение КИИ-95 (ИПТ и др.)	То же
КР7-12	Вызов притока свабированием, желонкой заменой жидкости, компримированием	То же
КР7-13	Выравнивание профиля или восстановление профиля или восстановление приёмистости нагнетательной скважины	Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями.
КР7-14	Проведение прострелочных и взрывных работ (перфорация и торпедирование и др.)	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-15	Опытные работы по испытанию новых видов скважинного оборудования	Выполнение запланированного объёма работ.
КР7-16	Прочие виды обработки призабойной зоны пласта	То же
КР7-16.1	Проведение ОПЗ с применением технологий гибких непрерывных НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.
КР7-16.2	Проведение реагентной разглинизации призабойной зоны пласта	Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока. Увеличение продуктивности нефтяной скважины.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР7-16.3	Проведение повторной перфорации на кислых растворах	То же
КР7-16.4	Проведение депрессионной перфорации пласта	То же
КР7-16.5	Проведение МГД	То же
КР8	Исследование скважин
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважине.	Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение.
КР8-2	Оценка технического состояния скважины (обследование скважины).	Выполнение запланированного объёма работ. Выдача заключения.
КР9	Перевод скважины на использование по другому назначению
КР9-1	Освоение скважины под нагнетание	Достижение приёмистости, оговорённой в плане работ
КР9-2	Перевод скважины под отбор технической воды	Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока.
КР9-3	Перевод скважины в наблюдательную, пьезометрическую, контрольную	Выполнение запланированного объёма работ.
КР9-4	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя, воздуха или газа.	Получение приёмистости
КР9-5	Перевод скважин в добывающие	Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока продукции
КР9-6	Перевод скважин в газодобывающие из других категорий	То же
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1	Восстановление приёмистости нагнетательной скважины	Обеспечение приёмистости пласта в скважине
КР10-2	Смена пакера в нагнетательной скважине	Обеспечение герметичности пакера и приёмистости скважины.
КР10-3	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием	Обеспечение приёмистости
КР10-4	Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок	Восстановление приёмистости

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР10-5	Прочие виды работ по восстановлению приёмистости нагнетательной скважине	То же
КР11	Консервация и расконсервация скважин
КР11-1	Консервация скважин	Выполнение запланированного объёма работ.
КР11-2	Расконсервация скважин	То же
КР12	Ликвидация скважин
КР12-1	Ликвидация скважин без наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной	Выполнение запланированного объёма работ.
КР12-2	Ликвидация скважины с наращиванием цементного кольца за эксплуатационной колонной	Выполнение запланированного объёма работ.
КР12-3	Ликвидация скважины при смещении эксплуатационной колонны	Выполнение запланированного объёма работ.
КР13	Прочие виды работ
КР13-1	Подготовительные работы к ГРП (ПР)	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера
КР13-2	Освоение скважины после ГРП (ЗР)	Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима работы скважины.
КР13-3	Подготовка скважины к забуриванию дополните льного (ых) ствола (ов)	Выполнение запланированного объёма работ.
КР13-4	Освоение скважины после забуривания дополнительного (ых) ствола (ов)	Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока продукции нефтяной или газовой скважины, обеспечение приёмистости нагнетательной скважины.
КР13-5	Подготовка скважины к проведению работ по повышению нефтеотдачи пластов	Выполнение запланированного объёма работ.
КР13-6	Подготовительные работы к ГГРП (ПР)	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера.
КР13-7	Заключительные работы (ЗР) после ГГРП (освоение скважин)	Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима
КР13-8	Промывка забоя водозаборных и артезианских скважин с компрессором	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

Продолжение табл. 1.4.

1	2	3
КР13-9	Ремонт водозаборных скважин со спуском дополнительной колонны	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР13-10	Ремонт поглощающей скважины	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

3.2 Текущий ремонт скважин

К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 1.5.

Таблица 1.5.

Виды текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
ТР1	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1	Ввод фонтанной скважины	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-2	Ввод газлифтной скважины	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-3	Ввод скважины, оборудованной ШГН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-4	Ввод скважины, оборудованной УЭЦН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-5	Ввод скважины, оборудованной УЭДН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-6	Ввод скважины, оборудованной УШВН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7	Ввод скважин, оборудованных другими типами насосов или установок	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7.1	Ввод скважины, оборудованной УЭВН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7.2	Ввод скважины, оборудованной ГПН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации

Продолжение табл. 1.5.

1	2	3
ТР2-1	Фонтанный – газлифт	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР2-2	Фонтанный – ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-3	Фонтанный – УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-4	Фонтанный – УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-5	Фонтанный – УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-6	Газлифт – ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-7	Газлифт – УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-8	Газлифт – УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-9	Газлифт – УШГН	Нормальная подача и напор
ТР2-10	ШГН – УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-11	ШГН – УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-12	ШГН – УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-13	УЭЦН – ШГН	Нормальная подача и напор
ТР2-14	УЭЦН – УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-15	УЭЦН – УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-16	УШВН – УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-17	УШВН – ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-18	Прочие виды перевода	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-18.1	ШГН – ОРЭ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор
ТР2-18.2	УЭЦН –ОРЭ и т.д.	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор
ТР3	Оптимизация режима эксплуатации
ТР3-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН	Достижение цели ремонта
ТР3-2	То же УЭЦН	То же
ТР3-3	То же УЭВН	То же
ТР3-4	То же УШВН	То же
ТР3-5	То же других типов насосов	Достижение цели ремонта
ТР3-6	Изменение режима работы газлифтного подъёмника заменой скважинного оборудования	То же

Продолжение табл. 1.5.

1	2	3
ТР3-7	Спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением	Увеличение дебита нефти за счет снижения забойного давления до величины близкой к давлению насыщения
ТР4	Ремонт скважин оборудованных ШГН (УШВН)
ТР4-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР4-2	Устранение обрыва штанг	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР4-3	Устранение отворота штанг	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР4-4	Замена штанг	Достижение цели ремонта
ТР4-5	Замена полированного штока	Достижение цели ремонта
ТР4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ и штанг	Нормальная подача насоса
ТР4-7	Очистка и пропарка НКТ и штанг	То же
ТР4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР4-9	Прочие виды ремонтов по ШГН	Нормальная подача насоса
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН (УЭВН, УЭДН)
ТР5-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная подача и напор
ТР5-2	Смена электродвигателя	То же
ТР5-3	Устранение повреждения кабеля	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача насоса
ТР5-5	Очистка и пропарка НКТ	Достижение цели ремонта
ТР5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР5-7	Прочие виды ремонтов по УЭЦН (наращивание кабеля на устье и др.)	Достижение цели ремонта
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР6-2	Очистка и пропарка  НКТ	То же

Продолжение табл. 1.5.

1	2	3
ТР6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования	То же
ТР6-4	Прочие виды ремонта по фонтанным скважинам	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР7-2	Очистка и пропарка  НКТ	То же
ТР7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов	То же
ТР7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР7-5	Прочие виды ремонта по газлифтным скважинам	То же
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих и стендовых скважин
ТР8-1	Ревизия, смена оборудования артезианских скважин	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР8-2	Ревизия, смена оборудования поглощающих скважин	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР9	Очистка, промывка забоя и ствола скважины
ТР9-1	Промывка ствола скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-2	Промывка ствола скважины углеводородными растворителями	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-3	Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-4	Промывка забоя скважины углеводородными растворителями	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-5	Обработка ПЗП химреагентами (СКО, ГКО, БФА и т.д.)	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-6	Прочие виды очистки забоя и ствола скважины.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

Продолжение табл. 1.5.

1	2	3
ТР10	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР11	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

3.3 Повышение нефтеотдачи пластов

К повышению нефтеотдачи пластов относятся виды работ по осуществлению следующих технологий (табл. 1.6.):

Таблица 1.6

Шифр	Виды и подвиды работ	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
ПНП1	Создание оторочек:	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП1-1	растворителя;
ПНП1-2	раствора ПАВ;
ПНП1-3	растворов полимеров;
ПНП1-4	кислот;
ПНП1-5	щелочей;
ПНП1-6	теплоносителей (горячей воды пара и т.д.)
ПНП1-7	газожидкостных смесей;
ПНП1-8	газа;
ПНП1-9	паровых смесей;
ПНП1-10	других смесей;
ПНП1-10.1	активного ила;
ПНП1-10.2	мицелярного раствора и т.д.
ПНП2	Вибровоздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП3	Биовоздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП4	Волновое воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП5	Магнитное воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП6	Электрическое воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП7	Прочие воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП7-1	Инициирование и регулирование внутрипластового горения и т.д.	Выполнение запланированного объёма работ.

Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин

Последовательность выполнения работ при капитальном ремонта скважин